В соответствии с подпунктом 28) статьи 17 Экологического Кодекса Республики Казахстан от 9 января 2007 года ПРИКАЗЫВАЮ:

4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней со дня его первого официального опубликования.
Ми­нистр
Н. Кап­па­ров
При­ло­же­ние № 1
к при­ка­зу Ми­ни­стра
окру­жа­ю­щей сре­ды и
вод­ных ре­сур­сов
Рес­пуб­ли­ки Ка­зах­стан
от 12 июня 2014 го­да № 221-Ө
Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на объектах транспорта и хранения газа

1. Настоящая Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на объектах транспорта и хранения газа разработана с целью установления единых подходов к нормированию выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для объектов газотранспортной системы магистральных газопроводов: подземных хранилищ газа (ПХГ), компрессорных станций (КС), газораспределительных станций (ГРС), - на основе унифицированных методов определения параметров газовых потоков и концентраций вредных веществ в выбросах.

6. Характеристика КС. КС предназначены для перекачки газа по магистральным газопроводам. Эксплуатация технологических установок КС зависит от режима работы линейной части, а состав и количество вредных веществ, поступающих в атмосферу зависит от тепла и числа работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА).

Выделение продуктов сгорания обусловлено работой ГПА, трубомоторгенераторов, котлоагрегатов, огненных испарителей и работой факельного хозяйства. Выделение газа и продуктов сгорания поступает в атмосферу через организованные источники выброса.

Источниками выбросов продуктов сгорания газа являются выхлопные трубы ГПА, турбомотогенераторов, дымовые трубы котлоагрегатов, огневых испарителей и т.д.

Нормативы затрат газа на технологические операции при создании и эксплуатации ПХГ составляют 1,0 - 1,2 в период вывода хранилища на режим и 0,6-0,7 в период эксплуатации (в % от объема транспортируемого газа).
В настоящее время на ряде КС и ПХГ внедрены малорасходные или безрасходные схемы продувки аппаратов, а большинство скважин испытывается без выбросов в атмосферу.

13. Постоянные выбросы газа, газа в атмосферу на ПХГ и КС нет. Они носят эпизодический характер (таблица 2 согласно приложению 1 к настоящей Методике). Продолжительность работы ГПА определяется режимом эксплуатации КС. В таблице 3 согласно приложению 1 к настоящей Методике приведены усредненные показателя надежности работы каждого типа ГПА.

Весовой расход газа при длине дренажной линии - 100 м и различных диаметрах может быть рассчитан по упрощенным формулам, представленным в таблице 4 согласно приложению 1 к настоящей Методике, выведенных из формулы (таблица 11), согласно приложению 1 к настоящей Методике.

18. Индивидуальные исходные нормы расхода газа на одну продувку пылеуловителя и конденсатосборника (Нопк) представлены в таблице 5 согласно приложению 1 к настоящей Методике, в которой нормы определяются по формуле (таблица 12, согласно приложению 1 к настоящей Методике) при следующих условиях: время закрытия крана t = 10 с, давление газа в пылеуловителе (конденсатосборнике) Ра = 5,4 МПа, температура газа Та = 293 К, объем удаленного стабильного конденсата
= 1м3

(3.1.)
где Vk - герметический объем метанольниц, шлейфов и соединительных газопроводов (м3), длиной (м) с сечением ПR2 (м2), в которой находится газ при давлении Ра и температуре tа и равен S= ПD2/4;
Ро , t0 - атмосферное давление (МПа) и температура газа при 0оС;
Ро , t0 - давление (МПа) и температура (0оС) в соответствующем оборудовании или сооружении.
D - диаметр оборудования, м ;
Z - коэффициент сжимаемости газа (рисунок 1, согласно приложению 2 к настоящей Методике). Время стравливания газа из участка соединительного газопровода через свечу определяют по графику на рисунок 2, согласно приложению 2 к настоящей Методике.
На графике приняты следующие обозначения:
Dвн - внутренний диаметр соединительного газопровода (м); dвн - внутренний диаметр продувочной свечи (м);
т - отношение рабочего сечения крана на продувочной свече к сечению продувочной свечи;
- длина участка газопровода (м);
р - давление в газопроводе (атм);
t - время опорожнения участка газопровода (мин.).
При других значениях m, отличных от приведенных на графике, пересчет времени стравливания участка газопровода (мин.) осуществляет по формуле
t''=t*(3.2.)
где t - время опорожнения участка газопровода при m= 0,4.
Графический расчет объема выброса газа в атмосферу из участков газопровода различной длины приведен, на рисунок 3, согласно приложению 2 к настоящей Методике.
Индивидуальные исходные нормы расхода газа на продувку 1 км газопровода диаметром dr- (через свечи) представлены в таблице 6 согласно приложению 1 к настоящей Методике, в которой использована формула (таблица 13) согласно приложению 1 к настоящей Методике при следующих условиях: снижение давления газа с 5,5 МПа до 1,0 МПа, средняя температура Тср = 293 К.

При продувке скважин объем стравливаемого газа V1 (м3/сут) определяется по способу бокового статистического давления:
V1=396*D2       (3.3)
где D - диаметр свечи через которую проходит продувка скважин, м
р - давление газа перед пропускным отверстием свечи, кг/см2 (при продувке скважин Р измеряется на головке скважины);
- относительная плотность газа, кг/м3;
t - температура газа, 293 К ;
Е - время продувки скважины, сутки (в среднем 15 мин).

Количество газа, стравливаемое при остановке и разгрузке одного компрессора (м2), определяют по формуле / 4 /:
(3.4.)
где Vk- геометрический объем компрессорной части с коллекторами на приеме и выходе КС, м 3;
Ра, Та - давление и температура газа перед стравливанием, МПа, К ;
Z - коэффициент сжимаемости газа при рабочих условиях, определяемый на рисунок 1, согласно приложению 2 к настоящей Методике.
Объем газа, стравливаемый в атмосферу при разгрузке компрессора в единицу времени (м3/с), определяют по формуле:
V1(3.5.)
Весовое количество газа, стравливаемое в атмосферу при разгрузке компрессора в единицу времени (кг/с), определяют по формуле:
G1=V1* (3.6.)
где - плотность газа, кг/м3

V=(3.7)
где V1срj - средний объем выброса при испытании i-той скважины за год, м3, j= 1,2.3... N;
N - количество испытанных скважин в год;
V1cp - средний объем газа, теряемый на ПХГ при испытании одной скважины в год, м3.
V1 - объем газа, вытраливаемый в атмосферу при продувке одной скважины, м3/сутки, определяют по формуле (таблица 14) согласно приложению 1 к настоящей Методике или по суточному дебиту скважины.

V1=d1*К*В (3.8)
где В - расход топливного газа, м3/ч;
К - стехиометрический коэффициент, равный 10;
d1 - коэффициент разбавления воздуха (для газоморных компрессоров d1 = 2-3, для газотурбинных d1 - 3-9).

кислорода - 15%. В разделе 2 приведены данные по техническим характеристикам и удельным выбросам вредных веществ для некоторых типов ГПА, принятые по экспериментальным их значениям и данным заводов-изготовителей (таблица 13), согласно приложению 1 к настоящей Методике.
Количество вредных веществ в выхлопных газах ГПА определяют по формуле:
(3.9.)
где mi - удельный выброс i -го вещества (NO2, CO и др.) г/м3;
Vi - обьем выхлопных газов, м3/с;
Величину выбросов двуокиси азота (NO2) принимают в количестве 0,05-0,2 от количества выбросов NОх.

V1=7.84*B*d*Э (3.10)
где d - коэффициент избытка воздуха;
В- расход газа на сжигание, м3/с;
Э - калорийный эквивалент топлива, (таблица 14) согласно приложению 1 к настоящей Методике.
При сжигании природного газа на факеле объем дымовых газов определяют из расчета десятикратного разбавления природного газа, подаваемого на свечу.

Vi= Кi*В (3.11)
где В - расход газа на факеле, кг/ч;
Кi- опытный коэффициент i-того вещества, равный;
с подачей пара Ксо= 2*10-2, КСH4=5*10-4, КNO2=3*10-3
без подачи пара Ксо = 0,057, КCH4 = 0,015, КNO2 = 0,001.
Выброс сернистого ангидрида (кг/ч) определяют по содержанию серосодержащих (H2S, RSH, % вес) в сжигаемом газе по формуле:
(3.12)
где СH2S,RSH - концентрация соединений серы в газе, поступающем на сжигание, % вес.

V= В * V1 (3.13)
где В - расход природного газа, м3/ч;
V1 - суммарный объем влажных продуктов полного сгорания при сжигании м3 природного газа равный:
V1= Ve +Vb (d-1) (3.14)
Vе,Vb-соответственно теоретический объем продуктов сгорания и теоретически необходимый объем воздуха на горение, м3/м3 (таблица 14), согласно приложению 1 к настоящей Методике;
d - коэффициент избытка воздуха в дымовых газах равный:
d =; где О2 - содержание кислорода в дымовых газах, %.

Количество окиси углерода (т/год), выбрасываемое в атмосферу с дымовыми газами котлоагрегата вычисляют по формуле:
(3.15.)
где В - расход топлива (твердого, жидкого или газообразного) т/год или м3/год;
- среднегодовая низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг или МДж/м3, если известна теплота сгорания топлива в ккал/кг (ккал/м3), то для подстановки в формулу 3.15 ее следует умножать на 0,00419;
Усо- параметр, зависимый от вида топлива, конструкции топочного устройства и характеризующий количество окиси углерода, образующегося на 1 ГДж тепла, выделяемого при горении топлива, кг/ГДж; его значение принимается по данным таблице 8 согласно приложению 1 к настоящей Методике.
Если коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания за топкой, по данным газового анализа, больше чем его нормативное значение, указанное в таблице 8 согласно приложению 1 к настоящей Методике, то принимается равным нулю, при значении меньше, чем нормативное, результат расчета по формуле 3.15 следует умножить на отношение нормативного значения коэффициента избытка воздуха к фактическому.
Если имеются результаты непосредственного определения содержания окиси углерода в дымовых газах, то значение Усо (кг/ГДж ) подсчитывают по формуле:
Усо = 12,5*dух*Ссо** (3.16)
где Ссо - содержание оксида углерода в дымовых газах, % об;
dух - коэффициент избытка воздуха за котлоагрегатом по данным газового анализа;
- объем продуктов сгорания на 1 МДж тепла, введенного в топку с топливом, м3/МДж;
- поправочный коэффициент, зависящий от вида топлива и избытка воздуха.
Для природного газа = 0,30; = 0,88 при dух = 1,8 и = 0,9 при dух = 2,0- 2,2.
Количество оксидов углерода (т/год), выбрасываемое в атмосферу с дымовыми газами котла, подсчитывают также по формуле:
=0,001*Ссо*В (3.17)
где Ссо - выход окиси углерода при сжигании газообразного топлива, кг/тыс.м3, определяемый по формуле:
Ссо=q3*R* (3.18)
где q3 - потери тепла от химической неполноты сгорания топлива, %;
R - коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленной содержанием в продуктах неполного сгорания СО, для газа = 0,5;
- теплота сгорания натурального топлива, кДж/м3.
При сжигании газа с нормативным коэффициентом избытка воздуха (L) следует принимать q3 = 0,25% (согласно результатам обработки литературных данных по удельным выбросам и концентрации СО). При L значительно больше, чем нормативные, следует принимать q3 = 0.

Количество окислов азота в пересчете на NО2 (т/год), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами котлоагрегатов, подсчитывают по формуле:
(3.19)
где В - расход натурального топлива, т/год или тыс.м3/год;
- среднегодовая низшая теплота сгорания израсходованного топлива, МДж/кг;
YNO2 - параметр, зависящий от вида топлива, конструкция топочного устройства, мощности и нагрузке котлоагрегата и характеризующий количество окислов азота, образующих количество окислов азота, образующих на 1 ГДж тепла, выделяемого при горении топлива, кг/ГДж.
Величину YNO2 для природного газа вычисляют по формулам:
YNO2=0,061 + 0,014 lq N; (3.19)
YNO2=0,061 +0,014 lq 600D; (3.20)
где N - теплопроизводительность при номинальном режиме, кВт;
D - паропроизводительность при номинальном режиме, т/ч.
Удельный выброс при нагрузке агрегата, отличающийся от номинальной, равен:
YNO2= YNO2ном *N0.25
где N = Nфакт / Nном или Дфакт / Дном (3.21)
Для практических целей построены графики зависимости YNO2 от теплопроизводительности и паропроизводительности. (рисунок 4), согласно приложению 3 к настоящей Методике.
Если имеются данные непосредственного определения концентрации окислов азота в дымовых газах, то YNO2 (кг/ГДж) вычисляют по формуле:
УNO2 = 20,5*dух*СNO2 ** (3.22)

Валовые выбросы вредных веществ, связанные с продувками, стравливанием газа из аппаратов и со сжиганием (т/год), определяют по формуле /16/:
где Мi - количество выбросов i - того вещества при технологических операциях, связанных с поступлением вредных ингридиентов в атмосферу, г/с;
- продолжительность технологической операции, с;
Кi - количество операций за год;
ni - число аппаратов, на которых осуществляется операция с выбросами в атмосферу за год.

Предельно допустимый нагретый выброс вредного вещества в атмосферу (г/с) определяют по формуле:
(4.1.)
где ПДК - предельно допустимая концентрация вредного вещества в приземном слое атмосферы населенных пунктов, мг/м3;
Н - высота источника выброса над уровнем земли, м;
V1 - объем газовоздушной смеси и окружающего воздуха, град.;
- равность температур газовоздушной смеси и окружающего воздуха, град.;
А - коэффициент стратификации, (С2/3.мг.град1/3 г.);
F - безразмерный коэффициент, учитывающий соединение вредных веществ в атмосфере воздуха;
m, n - безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из устья источника выбросов;
- безразмерный коэффициент, учитывающий рельеф местности.

для газообразных вредных веществ (сернистого газа, углерода, природного газа, меркаптанов, сероводорода, окислов азота и т.д.) и мелкодисперсных аэрозолей (пыли, золы и т.п., скорость упорядоченного оседания которых практически равна нулю) - 1;
для пыли и золы (кроме указанных в «а»), если средний эксплуатационный коэффициент очистки равен: не менее 90% - 2; от 75 до 90% - 2,5; менее 75% - 3.

V = ПD2 * w / 4 , (4..2.)
где D - диаметр устья источника выброса, м;
w - средняя скорость выхода газовоздушной смеси из устья источника выброса, м/с.
Формулой 4.2 можно пользоваться для определения скорости выхода газовоздушной смеси (w) из устья источника выброса только при докритическом истечении.
При критическом истечении газовоздушной смеси из источников выбросов скорость (м/с) определяют по формуле:
(4.3.)
где i1 - энтальпия газовоздушной смеси при выходе из свечи, кДж/кг, (Ро * Тр);
i2 - энтальпия газовоздушной смеси в рабочих условиях, кДж/кг (Рр, Tо).
Значение i1, i2 для рабочих условий истечения газа приведены в таблице 14, согласно приложению 1 к настоящей Методике.
Объем газовоздушной смеси при критических скоростях выброса (м3/с) определяют по формуле:
V1 = F * w (4.4.)
где F - площадь поперечного сечения устья свечи, м2, равный
ПD2 / 4.
Весовой расход газовоздушной смеси (кг/с) определяют по формуле:
G = V1* (4.5.)
где - плотность газа, кг/м3 (при Р раб, T раб).
Методы определения объема газовоздушной смеси V1, в случае невозможности измерения скорости w для различных источников выбросов приведены в разделе 3

(4.6.)
где f - параметр, определяемый (м/с2 град) по формуле:
(4.7.)

при м<0,3 n = 3 (4.8.)
при 0,3‹м<2 n=3- (4.9.)
при м > 2 n = 1 (4.10.)
При этом м (м/с) рассчитывают по формуле:
(4.11)

(4.12)
Объем газовоздушной смеси V1 определяют по формулам, приведенным в разделе 3.

м=1,3 (4.13.)

Выбросы газа в атмосферу на ПХГ и КС зависят от количества продувок, частота которых определяется качеством газа, поступающего на установку очистки и осушки газа, режимом месторождения, из которого газ направляется в хранилище, а также техническим состоянием эксплуатируемого технологического оборудования.

Поступление вредных веществ (NOx>CO, S02) в атмосферу имеет место при эксплуатации ГПА, котлоагрегатов, огневых испарителей и зависит от продолжительности их работы.

50. На основании детального анализа эксплуатации технологических объектов и операций, связанных с выделением вредных выбросов в атмосферу в периоды эксплуатации КС и хранилищ, установлены источники выбросов вредных веществ, их объемы, качественный и количественный составы выбросов. В таблице 10 согласно приложению 1 к настоящей Методике приведены данные по фактическим выбросам вредных веществ, полученные экспериментальным и расчетным путем на основе обследования состояния воздушного бассейна от источников выбросов технологических объектов.

Нормы выбросов устанавливаются на газ, поступающий в атмосферу из свечей сборного пункта и КС и на вредные вещества (N0X, СО, SO2) выделяющиеся в атмосферу при работе ГПА.
Выбросы вредных веществ от котлоагрегатов и огневых испарителей по сравнению с выбросами от КС незначительны и составляют в среднем до 2% от общих выбросов КС.

Годовые выбросы действующих и проектируемых в отрасли ПХГ (т/год), будут рассчитываться в соответствии с нормативами затрат газа по формуле:
(4.14)
где Gr - годовой выброс газа в атмосферу, т/год;
К - норма затрат газа в период эксплуатации ПХГ, К = 0,6-0,7;
- плотность газа, кг/м 3;
Vr - объем транспортируемого газа в год, млрд. м3.
Формула (4.14) используется для расчета ожидаемых суммарных годовых выбросов газа для эксплуатируемых и вновь проектируемых ПХГ.

54. Годовой выброс вредных веществ (N0x,CО, S02) от ГПА, эксплуатируемых в компрессорных цехах действующих и проектируемых объектов рассчитывают в соответствии с данными по удельным выбросам, приведенным в таблице 7 согласно приложению 1 к настоящей Методике,  с учетом проектных данных, типов, количества ГПА и продолжительности их эксплуатации.
На основании результатов по выбросам вредных веществ, приведенным в таблицах 7, 10 и 14 согласно приложению 1 к настоящей Методике была получена функциональность, связывающая мощность выбросов вредных веществ и номинальный расход топливного газа (Vr.r).
Предполагалось, что коэффициент избытка воздуха (L) равен 3-9, а содержание кислорода в выхлопных газах составляет 15-19% объемных.
Фактические выбросы окислов азота и окиси углерода от ГПА рассчитываются по формуле, полученной на основе исследования зависимости количества выбросов вредных веществ (г/с) от расхода топливного газа (м3/ч).
Mi =Ki*Vt*r (4.15)
Расчетным путем установлено, что для газотурбинных агрегатов:
KNOx=2,83*10-3 Ксо=3,12*10-3
для газомоторокомпрессоров KNOx =8,2*10-3 Ксо=2,9 *10-3

Определение нормативов выбросов NОх для котельных и установок регенерации ДЭГ проводится на основе мощности выброса и его годового валового значения для одного агрегата, с учетом количества агрегатов и времени их эксплуатации.

Для сравнения результатов расчета были выбраны ПХГ и KС относящиеся к группам 1-3.

для выбросов газа ПХГ Gr=К**V*10-5 (5.1)
где К - коэффициент затрат газа на технологические операции для ПХГ (К=0,6-0,7);
- плотность газа, кг/м3;
Vr - объем транспортируемого газа за год (период отбора плюс период закачкой)
Gr =() *10-3
для выбросов газа КС (5.2)
где Vri - объем выброса газа при i-тoй технологической операции, м3 (продувка пылеуловителя, стравливание газа из компрессора и т.д.) (расчет Vri для каждого вида технологической операции производится по формулам, приведенным в разделе 3);
n - количество технологически операции-, связанных с выбросом газа в атмосферу за год;
р - плотность газа, кг/м3;.
для выбросов газа ГРС       Gr = 0,31* Q3/4,       (5.3)
где Q - производительность ГРС, млн. м3 /сутки.

где mг - количество сераорганического вещества в м3 газа , г/м3 ;
для КС Gs=() ms *10-6 (5.5)
для ГРС , (5.6)
где Q - производительность ГРС, млн.м3/сутки.

(NOх, CO.SО2) (т/год) при работе j-ro типа ГПА рассчитывают по формуле:
(5.7.)
где i - вид вредного вещества (N0Х, СО,S02);
mi - удельный выброс i-го вещества на 1 м3 топливного газа, г/м3;
Vi' - объем топливного газа на j-тый тип ГПА, м3 /год;
j - тип ГПА (j = 1,2,3 ,…n);
n - количество ГПА.
Если для каждого типа ГПА известны объемы дымовых газов (м3/год), получаемые при сгорании топливного газа в камерах сгорания ГПА, и удельные выбросы i-го вещества на 1м3 дымовых газов (г/м3), то годовые выбросы продуктов сгорания (т/год), определяют по формуле:
(5.8.)
При отсутствии данных по удельным выбросам вредных веществ годовые выбросы продуктов сгорания (т/год) определяют по формуле:
(5.9)
где Ki - коэффициент выброса i -го вещества, равный:
для газотурбинных агрегатов;
- для газомоторных агрегатов.
Для топливных газов, содержащих сераорганические соединения, годовые выбросы сернистого ангидрида (т/год) определяют по формуле:
(5.10)
где Сs - концентрация соединения серы в топливном газе, % вес;
- плотность газа, кг/м3.

Расчет 1.
Объем транспортируемого газа Vr на ПХГ за полный цикл работы (отбор плюс закачка) составляет 2 млрд.м3. В газе присутствует 5 мг/м3 меркаптанов (m
). Плотность газа составляет 0,7 кг/м3. Определить годовые выбросы вредных веществ в атмосферу.
Выбросы газа в атмосферу
т/год.
Выбросы меркаптанов в атмосферу
т/год.
Расчет 2.
На КС установлено 8 агрегатов типа ГПА Ц-6,3 и 5 агрегатов типа 10 ГКН. Номинальные расходы топливного газа на один ГПА Ц-6,3 составляет 2920 м3/ч, а на один 10 ГКН 404,8 м3/ч. Годовые расходы топливного газа составляют на один Ц 6,3 16820000 м3/год, а на один 10 ГКН 2332000 м3/год. Удельные выбросы продуктов сгорания на 1 м3 топливного газа составляют:
для ГПА Ц-6,3 - окислы азота -7,53 г/м3, окись углерода - 32,5 г/м3;
для ГПА 10 ГКН - окислы азота - 3,27 г/м3, окись углерода - 9,07 г/м3.
Содержание сераорганических соединений в топливном газе Сs - 0,002% вес. Каждый агрегат эксплуатируется 240 дней в году. (i = 240). Плотность топливного газа = 0,7 кг/м3.
Определить годовые выбросы вредных веществ в атмосферу.

Годовые выбросы окислов азота
+ = 8*7.53*16820000*10 + 5 * 3.27 * 2332000 *10 = 1050.84 т/год.
Годовые выбросы оксида углерода (i = СО):
= 8 (32,5 * 16820000 * 10) = 4477,5 т/год.

= 0,025 *10-2*0,002*0,78*2920*240+5*404,8*240) = 4,16 т/год.
Расчет 3. Определить количество окислов азота в пересчете на NО2 (т/год) выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами котлоагрегата Энергия 6. Количество секций агрегата n = 20; часовой расход природного газа В1 = 49 м3/ч; низшая теплота сгорания газа Qr = 8500 =35,36 мДж/м3; кпд агрегата = 0,8, агрегат работает 24 часа в день в течение 210 дней в году.

=49*8500*0,8=0,33 Гкал/ч=383,8 кВт

=0,051+0,014 lg383.8=0.067 кг/ГДж

В =В1**10-3=49*24*210*10-3=247 тыс.м3/год
т/год.

62. Производить расчеты рассеивания вредных веществ для ПХГ, КС нецелесообразно. В случае необходимости достаточно ограничиться данными, приведенными в разделе 5 по концентрации вредных веществ в районе расположения изученных ПХГ и КС.
При­ло­же­ние 1
к Ме­то­ди­ке рас­че­та
вы­бро­сов за­гряз­ня­ю­щих
ве­ществ в ат­мо­сфе­ру на
объ­ек­тах транс­пор­та и
хра­не­ния га­за
Таблицы, применяемые в настоящей Методике
Таблица 1
Затраты газа на технологические операции (продувки), сопровождающиеся выделениями природного газа в атмосферу в период эксплуатации ПХГ
На­име­но­ва­ние тех­но­ло­ги­че­ских опе­ра­ций га­за в ат­мо­сфе­ру
Вре­мя вы­бро­са га­за (t)
Пе­ри­о­дич­ность опе­ра­ции
Страв­ли­ва­ние га­за из ком­прес­сор­ных ци­лин­дров и си­сте­мы об­вяз­ки ГПА при про­фи­лак­ти­че­ских осмот­рах и ре­монт­ных ра­бот
5-200
За­ко­но­мер­но­сти нет
Страв­ли­ва­ние га­за на обо­ру­до­ва­нии си­сте­мы очист­ки га­за при уда­ле­нии твер­дых или жид­ких ча­стиц
30-120
1-2 ра­за в сме­ну
Страв­ли­ва­ние га­за на ме­та­ноль­ниц при за­прав­ке их ин­ги­би­ром
300
2 ра­за в год
Страв­ли­ва­ние га­за из шлей­фов и со­еди­ни­тель­ных га­зо­про­во­дов в кон­це каж­до­го пе­ри­о­да ра­бо­ты ПХГ для мон­та­жа и де­мон­та­жа за­глу­шек на обо­ру­до­ва­нии си­сте­мы осуш­ки га­за, при про­из­вод­стве ог­не­вых ра­бот на га­зо­про­во­дах и шлей­фах
до 900
2 ра­за в год
Про­дув­ка шлей­фов, со­еди­ни­тель­ных га­зо­про­во­дов для уда­ле­ния ско­пив­ших­ся в них жид­ких и твер­дых ча­стиц
до 900
2 ра­за в год
Страв­ли­ва­ние га­за из га­зо­про­во­дов от­во­дов пе­ред каж­дым пе­ри­о­дом ра­бо­ты ПХГ для раз­вяз­ки из­ме­ри­тель­ных диа­фрагм и за­пор­ной ар­ма­ту­ры
(1-2) 3600
1 раз в несколь­ко лет
Про­дув­ка сква­жин при очист­ке за­бо­ев от гря­зи и жид­ко­сти по­сле вы­хо­да их из бу­ре­ния или ка­пи­таль­но­го ре­мон­та, а та­к­же по­сле окон­ча­ния от­бо­ра из них га­за
до 900
не бо­лее 25% от чис­ла экс­плу­а­та­ци­он­ных сква­жин
Таблица 2
На­име­но­ва­ние уста­нов­ки
Ис­точ­ни­ки вы­де­ле­ния
Ха­рак­тер опе­ра­ций, со­про­вож­да­ю­щим­ся вы­бро­сом в ат­мо­сфе­ру
Тип вред­но­го ве­ще­ства
Про­дол­жи­тель­ность од­ной опе­ра­ции, (t)
Ко­ли­че­ство опе­ра­ций за год, (К)
Ис­точ­ник вы­бро­сов
1. Уста­нов­ка очист­ки и осуш­ки га­за
Се­па­ра­тор, пы­ле­уло­ви­тель, кон­ден­са­то­ро­сбор­ник/ про­ду­воч­ные све­чи
Про­дув­ка га­за
При­род­ный газ
30 - 190
За­ви­сит от ка­че­ства га­за
-«-«
Ог­не­вой ис­па­ри­тель / ды­мо­вая тру­ба
Сжи­га­ние га­за
Про­дук­ты сго­ра­ния га­за
24*3600
Чис­ло дней в экс­плу­а­ти­ру­е­мый пе­ри­од
2. Ком­прес­сор­ный цех
ГПА / Вы­хлоп­ная тру­ба
-«-«-
-«-«-
-«-«-
-«-«
-«-«
ГПА / Про­ду­воч­ная све­ча
Страв­ли­ва­ние га­за
При­род­ный газ
5 - 200
За­ко­но­мер­но­сти нет
-«-«
ГПА / про­ду­воч­ная све­ча
-«-«-
-«-«-
5 - 200
-«-«
3. Уста­нов­ка очист­ки га­за
Пы­ле­уло­ви­тель / Про­ду­воч­ная све­ча
Про­дув­ка га­за
При­род­ный газ
30 - 120
За­ви­сят от ка­че­ства га­за
Таблица 3
Усредненные показатели надежности работы ГПА
Тип уста­нов­лен­но­го аг­ре­га­та
Еди­нич­ная мощ­ность аг­ре­га­та, КВт
Ко­ли­че­ство уста­нов­лен­ных аг­ре­га­тов
От­но­си­тель­ное вре­мя на­хож­де­ния аг­ре­га­та в ра­бо­те, %
От­но­си­тель­ное вре­мя на­хож­де­ния аг­ре­га­та в ре­зер­ве, %
От­но­си­тель­ное вре­мя на­хож­де­ния аг­ре­га­та в про­стое и ре­мон­те, (ППР), %
Усред­нен­ные дан­ные по ко­ли­че­ству оста­но­вок и пус­ков аг­ре­га­та за год
оста­нов
пуск
Га­зо­тур­бин­ные ГПА
ГТ-70С-4
4000
39
32,2
59,6
8,2
5
5
ГТ-70-С-5 (ГТК-3)
4250 (4400)
162
52,7
38,2
9,2
6
6
ГТ-750-6
6000
258
56,7
33,2
10,1
7
7
ГТК-6
6000
182
69,9
17,7
12,4
6
6
ГТК-9-75С
9000
45
56,7
26,2
17,1
6
6
ГТК-10
10000
10
75,8
6,1
18,1
5
7
ГТК-16
16000
878
64,5
23,4
12,1
7
3
ГТА-16
16000
9
62,2
8,2
29,6
4
16
ГТБ-25
25000
8
65,4
10,8
33,8
16
20
ГПУ-10
10000
14
56,2
20,6
23,2
20
21
ГПА-Ц-6,3
6300
152
52,1
36,6
11,3
22
73
ГПА-Ц-16
16000
504
45,0
31,3
23,7
70
27
АГ­ТУ-6000
6000
44
33,2
43,2
23,6
27
12
Со­лар
2620
6
34,1
47,0
18,9
12
12
ГТК-10И
10000
38
61,5
25,9
12,6
12
12
ГТК-25И
25000
232
63,3
22,5
14,2
13
13
Ко­бер­ра-182
12900
16
56,4
27,6
6,0
33
33
Элек­тро­при­вод­ные ГПА
АЗ-4500
4500
136
26,5
70,4
3,1
6
6
СТМ:СТД-4000
4000
574
52,2
40,2
7,6
13
13
СТД-12500
10000
129
52,7
36,4
10,9
25
25
Га­зо­мо­тор­ные аг­ре­га­ты
Ли­ней­ные КС /Стан­ция ПХГ
ГОГК, 10К­ГН
736/1100
581/240
36/35,7
53,4/50,1
10,6/14,2
7/12
-
МК-3
2060
55/21
27,4/31,0
51,5/43,5
21,1/35,5
12/10
-
МК-10
2500
4
50,6
40,7
9,7
12
-
ГПА-5000
3680
6
21,2
51,7
27,1
9
-
ДР-12
5500
2/3
23,2/16,8
72,1/31,8
4,7/51,4
2/7
-
ГМК м.мощн.(МК-2;8ГК;Кларк)
147-220
22
58,7
33,2
8,1
4
-
Таблица 4
Расчетные формулы для определения весового расхода газа при R = 52 см2* К /кг, Т=283 К
Услов­ный диа­метр дре­наж­ной ли­нии, (d), м
Пло­щадь се­че­ния дре­наж­ной ли­нии, (S), м2
Ко­эф­фи­ци­ент гид­рав­ли­че­ско­го со­про­тив­ле­ния, ()
Ве­со­вой рас­ход га­за, (G), кг/с
0,05
0,00196
0,0193
0,8145
0,08
0,00502
0,0176
2,765
0,10
0,0785
0,01169
4,93
0,15
0,01766
0,0155
14,17
где Ра, Ро - давление в сепарирующем аппарате, и атмосферное давление, кг/см2.
Таблица 5
Индивидуальные исходные нормы расхода газа на одну продувку конденсатосборника и пылеуловителя (через продувочные патрубки диаметром 25, 50 и 75 мм)
d патр., мм
25
50
75
При­ме­ча­ние
*Нп­к01, м3
24,7
98,8
247,0
**Нп­к011, м3
58,7
58,7
58,7
Нопк, м3
83,4
157,5
305,7
*Нпк01- норма расхода на истечение газа в процессе продувки конденсатосборника и пылеуловителя после удаления;
**Нпк011- норма расхода газа при дегазации конденсата и воды, удаленных в процессе продувки.
Таблица 6
Индивидуальные исходные нормы расхода газа на продувку 1 км газопровода диаметром (через свечи)
dr
0,42
0,53
0,72
0,82
1,02
1,22
1,42
Ноп, тыс.м3/км
1,40
2,22
4,42
5,76
9,04
13,04
17,67
С раз­ре­зом тру­бы
Н01п, тыс.м3/км
7,98
12,64
25,18
32,85
51,51
74,31
100,74
Н02п, тыс.м3/км
1,40
2,22
4,42
5,76
9,04
13,04
17,67
Ноп, тыс.м3/км
9,38
14,86
29,60
38,61
60,55
87,35
118,41
где Н01п - норма расхода газа, стравливаемого на 1 км продуваемого участка перед разрезом трубы;
Н02п - норма расхода газа на смежном участке для очистки 1 км продуваемого участка.
Таблица 7
Усредненная характеристика источников при эксплуатации ГПА
Тип ГПА
Но­ми­наль­ный рас­ход топ­лив­но­го га­за, (Vrr),
м3/с
Па­ра­мет­ры ис­точ­ни­ков вы­бро­сов
Про­ду­воч­ная све­ча при пус­ке ГПА
Про­ду­воч­ная све­ча при оста­нов­ке и раз­груз­ке
Вы­хлоп­ная тру­ба
Диа­метр, м
Вы­со­та, м
Рас­ход га­за на за­пус­ке, м3/ч
Диа­метр, м
Вы­со­та, м
/D
Объ­ем страв­ли­ва­е­мо­го га­за, м3
Вре­мя, с
Диа метр, м
Вы­со­та, м
Тем­пе­ра­ту­ра про­дук­тов сго­ра­ния за си­ло­вой тур­би­ной, оC
Объ­ем про­дук­тов сго­ра­ния, (V1), м3/с
Удель­ный вы­брос вред­ных ве­ществ на м3 про­дук­тов сго­ра­ния, г/м3
Ко­ли­че­ство вы­бро­сов вред­ных ве­ществ,г/с
NOx
СО
NOx
СО
ГТН-25
2,33-2,64
0,1-0,2
3-12
3,0-3,2
0,1
3-20
40/1,0
31,4
60-90
3,64
11,421,7
385
81,5-136,8
50
510
4,1-6,6
41,5-69,6
ГТН-16
1,60
0,1-0,2
3-10
3,6
0,1
5-20
40/1,0
31,4
60
3,2
28
410
66,9
220
250
14,7
16,7
ГТН-9-750
1,52
0,25
15
11,9
0,15
12
40/1,0
31,4
60
2,5
25
470
61,3
220
250
13,5
15,3
ГТК-16
1,85
0,25
10
5,9
0,15
3-20
40/1,0
31,4
50
3,2-3,8
22
412
78,7
220
250
17,3
19,7
Ко­бер­ра-182
1,68
0,25
10
0,3
0,15
3-10
40/1,0
31,4
60
4,8-2,5
13-22
380
78,6
220
400
17,3
31,4
ГПУ-10
1,35
0,15
10
0,03
0,08-0,1
4-10
--
21,7
30-60
3,05-3,55
11,3-5,9-12,8
411
59,8
220
250
13,2
14,9
ГТН-6
1,1
0,25
10
1,6
0,08-0,05
4-13
30/1,0
23,5
20-60
3,0-2,463,65-4,6
6-8, 8,76
10
9
340-410
43,8
200
600
8,7
26,3
АГ­ТУ-6000
0,76
0,25
до 14
1,54
0,15
12
40/0,7
20,4
60
2,5
25
415
35,7
140
170
5,0
6,1
ГТ-700-4
0,72
0,08
5
-
0,08
5
-
-
-
2,67
5
300
30,5
220
250
7,4
8,4
ГТ-700-5
0,72
0,2
до 14
1,1
0,05
20-254
40-0,7
15,4
20-60
2,5
20-25
420
33,5
90
150
3,0
5,0
ГТ750-6
0,49
0,2
до 14
1,4
0,06
10-20
40/0,7
15,4
20-90
2,5-3,0
15-20
475
35,2
90
150
3,2
5,3
ГТ-6-750
0,64
0,2
до 14
2,0
0,05
20-25
40/0,7
15,4
30-100
1,4
25
476
45,4
120
150
5,4
6,8
ГТК-5
0,72
0,2
до 14
1,5
0,19
13
40/0,7
15,4
5-30
3,0
14
415
35,7
40
600
1,4
21,4
ГПА-5000
0,48
0,2
до 14
1,4
0,05-0,15
10-25
40-0,7
15,4
20-40
2,4+3,0
15-25
475
35,2
60
120
2,1
4,2
ДР-12
0,44
-
-
-
0,1
20
-
16,7
60
0,4
20
360-400
13,3
220
340
2,9
4,5
МК-8
0,43
-
-
-
0,15
12-18
40/0,4
5,0
40-180
0,7-0,4
18-12
400
12,9
110
310
1,4
4,9
МК-10
0,13
-
-
-
0,1
12-13
40/0,25
2,0
5-10
0,5-0,7
12-15
400
4,5
60
220
0,26
0,99
ТЛА
0,6
-
-
-
0,15
15
40/0,25
2,0
до 90
0,5
15
400
4,3
60
220
0,26
0,95
10 ГК; 10ГКМ
0,18
-
-
-
0,15
15
-
1,0
до 90
0,5
15
250
4,5
70
230
0,31
1,0
8 ГК, МК-2, Кларк
0,09
-
-
-
0,05-0,15
10-12
40/0,25
2,0
5-10
0,-0,3
10-12
250
2,8
110
310
0,31
0,87
Ку­пер-Бес­се­мер
0,01-0,02
-
-
-
0,05
8
-
1,0
5
0,2-0,3
6
250
0,3-0,5
110
310
0,06
0,15
0,09
-
-
-
0,05-0,1
3,5-10
-
-
-
1,83-0,3
4,5-10
240
2,8
110
310
0,31
0,87
/D - длина/диаметр подводящего коллектора, м/м.
Таблица 8
Характеристика топочных устройств
Тип топ­ки
Вид топ­ли­ва
Ко­эф­фи­ци­ент из­быт­ка воз­ду­ха за топ­кой
Ссо, кг/ГДж
Па­ро­вые и во­до­грей­ные кот­лы
Газ при­род­ный по­пут­ный и кок­со­вой
1,1+1,15
0,25
Бы­то­вые теп­ло­аг­ре­га­ты
Газ при­род­ный
1,15+1,25
0,08
Таблица 9
Удельные выбросы вредных веществ в продуктах сгорания природного газа для энергетических установок малой мощности /14-15/
Теп­ло­про­из­во­ди­тель­ность, Гкал/ч
Рас­ход при­род­но­го га­за, м3/ч
Рас­ход про­дук­тов сго­ра­ния, м3/с при L=1
Удель­ный вы­брос,NO2, кг/Гкал
Мощ­ность вы­бро­са NO2, г/с
Вы­брос про­дук­тов сго­ра­ния, мг/м3 при L=1
Кот­ло­аг­ре­га­ты
0,12+2,65
17+342
0,05+1,04
0,30+0,42
0,01+0,31
200+298
1,30+15,84
546+2021
1,57+6,18
0,43+0,46
0,51+2,03
305+328
Ог­не­вые ис­па­ри­те­ли
0,07+2,10
8-250
0,02+0,76
0,32+0,41
0,006+0,24
300+315
Таблица 10
Нормативы выбросов окислов азота для энергетических установок малой мощности эксплуатируемых на ПХГ и КС (расход газа Q = 8500 ккал/м3)
Тип аг­ре­га­та
Теп­ло­про­из­во­ди­тель­ность, Гкал/ч
Рас­ход при­род­но­го га­за, м3/ч
Мощ­ность вы­бро­са, г/с
Ва­ло­вые вы­бро­сы, т/год
ДКВР - 2,5-13
1,56
203
0,17
3,16
ДКВР -4-13
2,65
342
0,31
5,55
ДКВР - 6,5-13
4,30
546
0,51
9,28
ДКВР-10-13
6,61
843
0,81
14,63
ДВКР-20-13
15,84
2021
2,03
36,77
Энер­гия 3,6
0,33+0,74
49+109
0,03+0,08
0,60+1,40
Уни­вер­сал 3
0,18+0,46
26+66
0,02+0,05
0,32+0,86
Уни­вер­сал 5 (дву­сто­рон­ний)
0,18+0,51
26+73
0,02+0,05
0,32+0,96
Уни­вер­сал 6 (од­но­сто­рон­ний)
0,12+0,22
17+32
0,1+0,02
0,20+0,39
Уни­вер­сал 6 (дву­сто­рон­ний)
0,24+0,55
34+80
0,02+0,06
0,43+1,06
Мин­но-1
0,49+0,93
68+129
0,05+0,10
0,91+1,81
Ту­ла - 1
0,43+0,81
62+116
0,04+0,09
0,81+1,56
НР-18
0,27+0,53
40+78
0,03+0,07
0,49+1,00
Над­то­чия (мо­дель 3)
0,24+0,56
35+82
0,02+0,06
0,43+1,06
ПКН -1,2
0,60
87
0,06
1,16
МЗК (2Г, 1Г)
0,25+0,60
36+84
0,03+0,06
0,45+1,16
Фа­кел
0,85
110
0,09
1,66
Бре­ток
0,85
110
0,09
1,66
ТНГ - 1,5
1,50
204
0,17
3,02
ТНГ - 8
8,00
1100
0,99
17,90
КЧММ; КЧМ
(0,95+7,30)*10-2
1,4+10,8
(0,07+0,70)*10-2
0,01+0,12
ММЗ -0,8/9
ММЗ -0,4/9
0,48
70
0,05
0,91
Е-0,4/9Г; Е-1/9Г
0,60+1,00
82+136
0,06+0,11
1,15+1,97
ВС - 1
1,0
170
0,11
1,97
КС­ГМ
0,34+1,50
54+239
0,03+0,17
0,60+3,02
ФН­КВ (1;1М)
0,90+1,00
148+164
0,10+0,11
1,76+1,97
Таблица 11
Таблица формул для определения потерь газа при эксплуатации ПХГ
Вид опе­ра­ций, обу­слав­ли­ва­ю­щий вы­брос га­за в ат­мо­сфе­ру
Фор­му­ла
№ фор­мул
1. По­те­ри га­за при про­дув­ке се­па­ри­ру­ю­щей уста­нов­ке
1.1.
2. По­те­ри га­за при про­дув­ке пы­ле­уло­ви­те­лей и кон­ден­са­то­сбор­ни­ков
1.2.
3. По­те­ри га­за при ча­стич­ном осво­бож­де­нии участ­ка га­зо­про­во­да от га­за
1.3.
Таблица 12
Таблица величин, входящих в формулы потерь газа
Услов­ные обо­зна­че­ния
Раз­мер­ность в си­сте­ме СИ
Фи­зи­че­ский смысл ве­ли­чин
Ра
н/м2
дав­ле­ние в се­па­ри­ру­ю­щем ап­па­ра­те
Ро
н/м2
ат­мо­сфер­ное дав­ле­ние
d,
м
диа­метр и дли­на дре­наж­ной ли­нии
S
м2
пло­щадь по­пе­реч­но­го се­че­ния дре­наж­ной ли­нии
T
К
тем­пе­ра­ту­ра га­за в дре­наж­ной ли­нии.
R
Н, м
га­зо­вая по­сто­ян­ная
ко­эф­фи­ци­ент гид­рав­ли­че­ско­го со­про­тив­ле­ния
B
30 18,36 м/МПа*с
пе­ре­вод­ной ко­эф­фи­ци­ент =3018,36
м2
пло­щадь се­че­ния про­ход­но­го от­вер­стия кра­на, че­рез ко­то­рое сли­ва­ет­ся кон­ден­сат и про­во­дит­ся про­дув­ка
с
вре­мя ра­бо­ты устрой­ства или про­ве­де­ния тех­но­ло­ги­че­ских опе­ра­ций
Pcp
МПа
сред­нее дав­ле­ние в пы­ле­уло­ви­те­ле при про­дув­ке
n
ко­ли­че­ство про­ду­вок од­но­го ап­па­ра­та
Tr
К
сред­не­го­до­вая тем­пе­ра­ту­ра га­за
Z
ко­эф­фи­ци­ент сжи­ма­е­мо­сти га­за
Ck
м3
экс­пе­ри­мен­таль­ный ко­эф­фи­ци­ент рав­ный при ав­то­ма­ти­че­ской про­дув­ке 1,65, а при руч­ной 3,2
K
К/МПа
пе­ре­вод­ной ко­эф­фи­ци­ент =2891,9
V
м3
гео­мет­ри­че­ский объ­ем га­зо­про­во­да, ап­па­ра­та
Pcp1, Pcp2
МПа
сред­нее дав­ле­ние в тру­бе пе­ред про­ду­ва­е­мым се­че­ни­ем при кри­ти­че­ском и до­кри­ти­че­ском ре­жи­ме ис­те­че­ния га­за
Z1, Z2
ко­эф­фи­ци­ент сжи­ма­е­мо­сти га­за до и по­сле вы­пус­ка га­за из га­зо­про­во­да
Таблица 13
Значение калорийного эквивалента топлив (Э) и отношение объемов сухих к влажным продуктам сгорания в уходящих дымовых газах в зависимости от коэффициента избытка воздуха
На­име­но­ва­ние топ­ли­ва
Зна­че­ние (Э)
Зна­че­ние Vсr, Vr при ко­эф­фи­ци­ен­те из­быт­ка воз­ду­ха, ()
1,0
1,2
1,4
1,6
1,8
2,0
Газ при­род­ный
1,62
0,81
0,34
0,86
0,88
0,89
0,90
Газ неф­те­про­мыс­ло­вый
1,50
0,83
0,85
0,87
0,88
0,89
0,90
Газ пря­мой пе­ре­гон­ки
1,50
0,85
0,87
0,89
0,90
0,91
0,92
Газ во­до­со­дер­жа­щий
3,30
0,76
0,80
0,82
0,84
0,86
0,87
Га­зы кок­со­ва­ния, и тер­ми­че­ско­го ка­та­ли­че­ско­го кре­кин­га
1,60
0,84
0,96
0,87
0,88
0,89
0,90
Ма­зу­ты, по­лу­гуд­рон, гуд­рон, экс­тракт кре­кинг- оста­ток
1,37
0,85
0,87
0,83
0,90
0,91
0,92
Таблица 14
Термодинамические показатели газа, содержащего более 90% объема метана
Тем­пе­ра­ту­ра, (Т), К
Дав­ле­ние (Р), МПа
Плот­ность (), кг/м3
Эн­таль­пия (i), кДж/кг
260
0,1
0,74
1112,4
0,5
3,76
1107,4
1,0
7,36
1101,1
1,5
11,62
1094,6
2,0
15,72
1088,0
2,5
19,95
1081,3
3,0
24,32
1074,5
3,5
28,82
1067,5
4,0
33,46
1060,4
4,5
38,46
1053,2
5,0
43,21
1045,9
6,0
53,59
1030,9
7,0
64,64
1015,5
8,0
76,39
999,9
270
0,1
0,72
1134,1
0,5
3,62
1129,4
1,0
7,33
1123,5
1,5
11,13
1117,5
2,0
15,03
1111,4
2,5
19,03
1105,2
3,0
23,14
1096,9
3,5
27,36
1092,6
4,0
31,69
1086,1
4,5
36,13
1079,6
5,0
40,70
1073,0
6,0
50,18
1059,6
7,0
60,14
1046,0
8,0
70,55
1032,2
280
0,1
0,69
1155,6
0,5
3,48
1151,5
1,0
7,04
1146,0
1,5
10,68
1140,4
2,0
14,40
1134,8
2,5
18,20
1129,0
3,0
22,09
1123,3
3,5
26,07
1117,4
4,0
30,13
1111,5
4,5
34,29
1105,0
5,0
38,53
1099,6
6,0
47,30
1087,4
7,0
56,42
1075,1
8,0
65,87
1062,6
290
0,1
0,67
1178,0
0,5
3,36
1173,9
1,0
6,78
1168,7
1,5
10,27
1163,4
2,0
13,83
1158,2
2,5
17,45
1152,9
3,0
21,15
1147,5
3,5
24,92
1142,1
4,0
28,75
1136,7
4,5
32,66
1131,2
5,0
36,64
1125,7
6,0
44,81
1114,6
7,0
53,26
1103,4
8,0
61,95
1092,3
300
0,1
0,64
1200,2
0,5
3,24
1196,3
1,0
6,54
1191,5
1,5
9,89
1186,6
2,0
13,31
1181,7
2,5
16,77
1176,7
3,0
20,30
1171,7
3,5
23,88
1166,7
4,0
27,52
1161,7
4,5
31,21
1156,5
5,0
34,97
1151,5
6,0
42,64
1141,4
7,0
50,52
1131,2
8,0
52,60
1121,0
310
0,1
0,62
1222,7
0,5
3,14
1219,0
1,0
6,32
1214,5
1,5
9,55
1209,9
2,0
12,82
1205,3
2,5
16,15
1200,6
3,0
19,52
1196,0
3,5
22,94
1191,3
4,0
26,40
1186,6
4,5
29,91
1181,9
5,0
33,47
1177,2
6,0
40,72
1167,8
7,0
48,13
1158,4
8,0
55,69
1149,1
При­ло­же­ние 2
к Ме­то­ди­ке рас­че­та
вы­бро­сов за­гряз­ня­ю­щих
ве­ществ в ат­мо­сфе­ру на
объ­ек­тах транс­пор­та и
хра­не­ния га­за
Последовательность определения: Р t Z
Примеры:
Р=43 атм
=0,65
t=20оС
Ответ: Z=0,902
Коэффициент сжимаемости Z
0,95
0,90
0,85
Давление Р, атм.
Рисунок 1 Определение коэффициента сжимаемости газа по давлению Р, температуре и относительному весу.
Для крана m=0,6
Для крана m=0,4
Рисунок 2. График определения времени опорожнения газопровода
Рисунок 3. Объем выбрасываемого газа при продувке
S3^S Н
0,459 .
0,417 .
0.375 0,09
Рисунок 4. График зависимости удельного выброса оксида азота (УNO2) от теплопроизводительности (от 0 до 28 Гкал/ч).
При­ло­же­ние № 2
к при­ка­зу Ми­ни­стра
окру­жа­ю­щей сре­ды и
вод­ных ре­сур­сов
Рес­пуб­ли­ки Ка­зах­стан
от 12 июня 2014 го­да № 221-Ө
Методика расчета валовых выбросов вредных веществ в атмосферу для предприятий нефтепереработки и нефтехимии

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

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

Годовые потери углеводородов из индивидуального резервуара или группы одноцелевых резервуаров определяются суммированием квартальных потерь, которые рассчитываются по формуле:
, т (2.1.1.)
где: - объем нефтепродукта, поступающего в резервуар или в группу одноцелевых резервуаров за соответствующий квартал, м;
- давление насыщенных паров углеводородов в газовом пространстве резервуара при среднеквартальной температуре газового пространства резервуара, мм рт.ст;
- среднее барометрическое давление в газовом пространстве резервуаров (оно приблизительно равно атмосферному давлению), мм рт.ст;
- средняя плотность паров нефтепродуктов в газовом пространстве резервуара при среднеквартальной температуре газового пространства, кг/м;
- опытный коэффициент, характеризующий удельные потери углеводородов с учетом среднеквартальной оборачиваемости резервуаров (рисунок 1 согласно приложению 1 к настоящей Методике);
- коэффициент, учитывающий наличие технических средств сокращения потерь от испарения и режим эксплуатации резервуара (таблица 1, согласно приложению 2 к настоящей Методике);
К3 - коэффициент, учитывающий влияние климатических условий на испарение (таблица 2, согласно приложению 2 к настоящей Методике).
Давление насыщенных паров органических соединений в зависимости от температуры
/ 1 /
- дав­ле­ние на­сы­щен­но­го па­ра, мм рт.ст;
/ 2 /
- аб­со­лют­ная тем­пе­ра­ту­ра
- тем­пе­ра­ту­ра, оС
Для индивидуальных ароматических углеводородов для всех кварталов и климатических зон K3=1.
Среднеквартальная оборачиваемость равна:
(2.1.2.)
где:  - объем резервуара или группы одноцелевых резервуаров, м;
Значения среднеквартальной температуры газового пространства резервуара , необходимой для определения давления насыщенных паров  принимаются: для I и IV кварталов
, оС       (2.1.3.)
для II и III кварталов
, оС       (2.1.4.)
где: - среднеквартальная температура нефтепродукта в резервуаре, оС;
- среднеквартальная температура атмосферного воздуха, оС.
Давление насыщенных паров нефтепродуктов (ДНП) принимается по данным ЦЗЛ предприятий, которые проводят периодическое определение давления насыщенных паров нефтепродуктов по ГОСТ 1756-52 (бомба Рейда) для аттестации товарных нефтепродуктов. По графику (рисунок 2, согласно приложению 1 к настоящей Методике.) исходные значения ДНП () приводятся к среднеквартальной температуре газового пространства.
Плотность паров углеводородов определяется по формуле:
, кг/м      (2.1.5.)
где: - молекулярный вес паров нефтепродукта,
P0=760 мм рт.ст.
T0=273 оК
Молекулярный вес определяется по формулам:
паров бензиновых фракций: М=60+0,3(tн.к.-30)+0,001(tн.к. -30)2       (2.1.6.)
паров нефти и нефтепродуктов:
М=45+0,6·tн.к       (2.1.7.)
где: tн.к. - температура начала кипения нефтепродукта, оС.

Выбросы в атмосферу из резервуаров предельных, непредельных, ароматических углеводородов рассчитываются по формуле:
(2.1.8.)
где: - годовые потери углеводородов из резервуаров, т/г;
- весовая концентрация паров индивидуальных веществ или предельных, непредельных и ароматических углеводородов, % масс. принимается по таблице 4, согласно приложению 2 к настоящей Методике.

Поскольку для очистки светлых нефтепродуктов от сернистых соединений используются защелачивание и гидроочистка, выбросы сероводорода из резервуаров с бензинами практически будут отсутствовать.
Выбросы сероводорода из резервуаров с нефтью* (т/г) рассчитываются по формуле:
(2.1.9.)
где: 0,08 - весовая концентрация паров сероводорода в газовом пространстве резервуара, % масс.
* Если нефти не содержат свободного сероводорода, то выбросы сероводорода от резервуаров с нефтью следует принять равными нулю
Пример. Рассчитать выбросы углеводородов в атмосферу за I квартал от 5 наземных металлических резервуаров, из которых 3 не оснащены техническими средствами снижения потерь, а 2 резервуара оснащены понтонами. Емкость каждого резервуара 10000 м. В резервуары за I квартал поступило 500000 мбензина. Среднеквартальная температура бензина в резервуаре +20оС, а атмосферного воздуха -10оС. Температура начала кипения бензина +52оС; давление насыщенных паров, определенное на бомбе Рейда при температуре 38оС составляет 525 мм рт.ст. Среднеквартальное барометрическое давление в газовом пространстве 750 мм рт.ст.
Определяем среднеквартальную температуру газового пространства резервуаров по формуле 2.1.3.
оС
Давление насыщенных паров бензина при  оС определяем по графику и получаем =130 мм рт.ст. (рисунок 2, согласно приложению 1 к настоящей Методике).
Молекулярный вес паров бензина определяем по формуле 2.1.6.
Плотность паров бензина при среднеквартальной температуре газового пространства резервуаров и среднем барометрическом давлении составит (формула 2.1.5.):
кг/м
Среднеквартальная оборачиваемость резервуаров определяется по формуле 2.1.2.:
Коэффициент находим по графику (рисунок 1, согласно приложению 1 к настоящей Методике.).
Коэффициент принимается по таблице 1, согласно приложению 2 к настоящей Методике.
Для резервуаров, не оснащенных техническими средствами сокращения потерь, , а для резервуаров с понтонами ; тогда  для данной группы резервуаров равно:
Для I квартала (таблица 2, согласно приложению 2 к настоящей Методике).
Выбросы углеводородов в атмосферу за I квартал составят
т

Потери углеводородов от испарения из резервуаров с данными нефтепродуктами определяются суммированием потерь за 6 наиболее теплых и 6 наиболее холодных месяцев года, которые рассчитываются по формуле
, т       (2.1.9.)*
где: - объем нефтепродукта, поступающего в резервуар или в группу одноцелевых резервуаров в течение теплого (холодного) периода года, м;
- весовая концентрация насыщенных паров при средней температуре газового пространства резервуаров за соответствующий период года, г/м (рисунок 3, согласно приложению 1 к настоящей Методике.).
Средняя температура газового пространства резервуаров, значения коэффициентов определяются так же, как для резервуаров с нефтью и бензинами (рисунок 1, согласно приложению 1 к настоящей Методике.). Значения коэффициента определяются по рисунку 4, согласно приложению 1 к настоящей Методике.

Парогазовая смесь, вытесняемая из резервуаров с высококипящими нефтепродуктами практически на 100% состоит из предельных углеводородов.
Поскольку керосины, лигроины, дизельные топлива подвергаются сероочистке (гидроочистка, защелачивание) выбросы сероводорода из резервуаров с данными нефтепродуктами будут отсутствовать.
Отсутствуют выбросы сероводорода от резервуаров с мазутами, маслами и присадками, так как сероводород в тяжелых фракциях не содержится.
Пример. Определить выбросы углеводородов от резервуаров с мазутом за теплый период года. За теплый период в резервуарный парк поступило 100000 м мазута, суммарный объем резервуаров 3600 м. Средняя температура мазута за теплый период +52оС, средняя температура воздуха за теплый период +18оС.
Определим температуру газового пространства резервуаров по формуле 2.1.4:
оС
Для мазутов по рисунку 3, согласно приложению 1 к настоящей Методике. найдем весовую концентрацию насыщенных паров при  оС
г/м
Оборачиваемость резервуаров за шесть наиболее теплых месяцев года (II и III кварталы):
Коэффициент при n=55,6 K1=1,003 (рисунок 4, согласно приложению 1 к настоящей Методике). Поскольку резервуары эксплуатируются как «мерники» и не имеют технических средств сокращения потерь, К2=1.
ПрезТ=100000·60·1,003·1·10-6=6,02

Транспортные емкости с нефтью и легкими нефтепродуктами.
Потери нефти и светлых нефтепродуктов (т) от испарения при наливе в транспортные емкости рассчитываются по формуле:
(2.2.1.)
где: - потери нефти или нефтепродукта (т) за определенный период времени (квартал, год);
Vн - объем наливаемого нефтепродукта (м) за определенный период времени (квартал, год);
- давление насыщенных паров при средней за расчетный период температуре наливаемого нефтепродукта, мм рт.ст;
Ра - атмосферное давление, мм рт.ст., можно принять равными мм рт.ст;
tn - средняя за расчетный период температура наливаемого нефтепродукта, оС;
- 273 оС;
0 - плотность паров нефтепродукта при температуре Т0, кг/м
;
Kн - коэффициент, корректирующий зависимость величины потерь от продолжительности и условий налива;
Kр - коэффициент, характеризующий зависимость величины потерь от давления в газовом пространстве емкости при наливе.
Значения коэффициентов Kн и Kр приведены на рисунках 1 и 2, согласно приложению 1 к настоящей Методике.
Давление насыщенных паров наливаемого нефтепродукта определяется:
для бензинов по графику на рисунке 2 согласно приложению 1 к настоящей Методике по известной паспортной величине давления насыщенных паров при 38оС (ГОСТ 1756-52) и температуре наливаемого продукта;
для нефти PS(38) принимается по графику на рисунке 2 согласно приложению 1 к настоящей Методике по известной температуре наливаемой нефти.
Плотность паров нефти и нефтепродуктов определяется расчетным путем или по графику на рисунке 3 согласно приложению 1 к настоящей Методике по известным
Пример. Рассчитать годовые потери автобензина от испарения при наливе в железнодорожные цистерны 600000 т продукта. Цистерна с объемом котла Vц=60 м3, тип 25, высота Н=2,8 м. Налив производится устройством системы АСН-14 без газовой обвязки производительностью q=200 м3/час. Налив сверху. Длина наливного патрубка . Избыточное давление в газовом пространстве в процессе налива PS(38) = 450 мм рт.ст.
Характеристика наливаемого продукта:
бензин автомобильный А-72;
давление насыщенных паров при 38 оС PS(38) = 450 мм рт.ст;
температура начала кипения tн.к. =40 оС;
средняя температура наливаемого бензина tн=15 оС;
плотность бензина = 0,732 т/м.
Продолжительность налива
По рисункам 5 и 6 согласно приложению 1 к настоящей Методике определяем Kн и Kр для условий налива сверху полуоткрытой струей: Kн=0,57; Kр=0,78.
По рисунку 2 согласно приложению 1 к настоящей Методике определяем давление насыщенных паров бензина мм рт.ст.
Потери бензина составят
т/г.

Определение потерь при наливе в железнодорожные, автомобильные цистерны керосина, дизтоплива, мазута производится по формуле 2.1.9. (смотрите раздел 5).

Количество выбросов вредных веществ в атмосферу от нефтеловушек I и II системы очистных сооружений и от нефтеловушек сернисто-щелочных стоков (СЩС) (кг/ч) рассчитывается по уравнению:
(2.3.1.)
где: Fi - площадь поверхности жидкости нефтеловушек i-ой системы, м;
qiнл - удельные выбросы вредных веществ (суммарно) с поверхности нефтеловушки i-ой системы, кг/ч·м, принимается по таблице 5, согласно приложению 2 к настоящей Методике;
K1 - коэффициент, учитывающий степень укрытия открытых поверхностей шифером или другим материалом, принимается по таблице 6, согласно приложению 2 к настоящей Методике;
K2 - коэффициент, учитывающий степень укрытия нефтеловушек с боков;
K2 = 1 - если объект открыт с боков;
K2 = 0.7 - если объект с боков закрыт.

Количество выбросов вредных веществ от песколовок, прудов, шламонакопителей (кг/ч) рассчитывается по уравнению
(2.3.2.)
где - валовый выброс от -го объекта очистных сооружений, кг/ч;
- удельные выбросы вредных веществ (суммарно) от нефтеловушки соответствующей системы, кг/ч·м, принимается по таблице 5, согласно приложению 2 к настоящей Методике;
- площадь -го объекта соответствующей системы, м;
- коэффициент, учитывающий характер объекта очистных сооружений, принимается по таблице 7, согласно приложению 2 к настоящей Методике.

Количество выбросов от всех объектов биологической очистки сточных вод следует принять равными:
уг­ле­во­до­ро­ды (сум­мар­но)
- 3,8%
се­ро­во­до­род
- 0,11%
фе­но­лы
- 0,021%
от существующих выбросов объектов механической очистки.

Расчет выбросов вредных веществ в атмосферу по компонентам (кг/ч) с объектов очистных сооружений проводится по уравнению:
(2.3.3.)
где  - выбросы вредных веществ в атмосферу с i-го объекта, кг/ч;
Cj - весовая концентрация j-го компонента в парах нефтепродукта с i-го объекта, % масс, принимается по таблице 8, согласно приложению 2 к настоящей Методике.
Пример. Определить выбросы углеводородов (суммарно) с нефтеловушек I системы канализации. Поверхность нефтеловушки на 60% перекрыты шифером, с боков открыты, общая площадь их - 2160 м.
По таблице 5, согласно приложению 2 к настоящей Методике q1нл=0,104кг/ч·м2
По таблице 6, согласно приложению 2 к настоящей Методике K1=0,63
П1нл = 2160·0,104·0,63 = 141,5 кг/ч
По таблице 7, согласно приложению 2 к настоящей Методике Су.в. = 98,86% масс.
Пу.в. = 141,5·98,86·10-2 = 139,9 кг/ч

Расчет выбросов вредных веществ (суммарно).

Потери вредных веществ в атмосферу с поверхности нефтеотделителей 1, 2, 3 и 4 систем оборотного водоснабжения (кг/ч) рассчитываются по формуле:
Пiно = Fi · qiно · K1·K2       (2.4.1.)
где Fi - площадь поверхности жидкости нефтеотделителей i-ой системы, м2;
qiно - удельные выбросы вредных веществ (суммарно) с поверхности нефтеотделителей i-ой системы, кг/м·ч, принимается по таблице 9, согласно приложению 2 к настоящей Методике;
K1 - коэффициент, учитывающий степень укрытия открытых поверхностей шифером или другим материалом, принимается по таблице 6, согласно приложению 2 к настоящей Методике;
K2 - коэффициент, учитывающий степень укрытия нефтеотделителей с боков .

Потери вредных веществ в атмосферу от градирен 1, 2, 3 и 4 систем оборотного водоснабжения (кг/ч) рассчитываются по формуле:
Пiг= Li · qiг,       (2.4.2.)
где Li - производительность градирен i-ой системы по воде, м3/ч;
qiг - удельные выбросы вредных веществ (суммарно) с градирен i-системы, кг/м3, принимается по таблице 9, согласно приложению 2 к настоящей Методике.

Количество выбросов вредных веществ в атмосферу с нефтеотделителей и блоков оборотного водоснабжения (кг/ч) рассчитывается по формуле:
Пj = Пiно(г) · Cj ·10-2,       (2.4.3.)
где Пiно(г) - валовые выбросы вредных веществ в атмосферу с нефтеотделителей (градирен) соответствующей системы оборотного водоснабжения, кг/ч;
Cj - концентрация j-компонента в парах испарившегося нефтепродукта с нефтеотделителей (градирен), принимается по таблице 10, согласно приложению 2 к настоящей Методике.
Примечание: выбросы фенола рассчитываются при контакте оборотной воды с фенолсодержащими нефтепродуктами
Пример. Определить выбросы вредных веществ с градирен I системы оборотного водоснабжения. Производительностью по воде 8600 м/ч. По таблице 9 согласно приложению 2 к настоящей Методике удельные выбросы с градирен I системы составляют кг/м·ч
кг/ч
Выбросы индивидуальных веществ составят:
углеводороды (суммарно) кг/ч, в том числе:
пре­дель­ные
кг/ч
непре­дель­ные
кг/ч
аро­ма­ти­че­ские
кг/ч
аро­ма­ти­че­ские: из них
бен­зол
кг/ч
то­лу­ол
кг/ч
кси­лол
кг/ч
фе­нол
кг/ч
се­ро­во­до­род
кг/ч

Расчет диоксида серы.
Определение выбросов диоксида серы (кг/ч) проводится по формуле /19/
(2.5.1.)
где - содержание серы в жидком натуральном топливе, % масс:
- содержание сероводорода в газообразном топливе, % масс;
- расход жидкого топлива, кг/ч;
- расход газообразного топлива, кг/ч;
- доля диоксида серы, улавливаемого летучей золой в газоходах нагревательной печи.

Расчет выбросов летучей золы (кг/ч) проводится по формуле
(2.5.2.)
где - содержание золы в жидком натуральном топливе, % масс;

Расчет выбросов оксидов ванадия в пересчете на (кг/ч), выбрасываемых в атмосферу, проводится по формуле:
(2.5.3.)
где Вж- расход жидкого топлива, кг/ч;
YV2O5 - содержание окислов ванадия в жидком топливе в пересчете на V2O5, г/т;
- коэффициент оседания окислов ванадия на поверхностях нагрева котлов. Для котлов с промежуточными пароперегревателями, очистка поверхностей нагрева которых производится в остановленном состоянии ; для котлов без промежуточных пароперегревателей при тех же случаях очистки , для остальных случаев ;
- доля твердых частиц продуктов сгорания жидкого топлива, улавливаемых в устройствах для очистки газов мазутных котлов.
При отсутствии результатов анализа топлива содержание окислов ванадия в сжигаемом топливо (г/т) определяется по формуле:
где - содержание серы в мазуте, % масс.
Формула справедлива при содержании серы в рабочем топливе больше 0,4% масс.

Расчет выбросов оксидов азота, в том числе диоксида азота, оксида углерода и метана проводится по формуле
(2.5.4.)
где - выброс -го ингредиента, кг/ч;
- удельный выброс -го ингредиента, кг/т условного топлива, определяется по таблице 11, согласно приложению 2 к настоящей Методике;
- расход условного топлива, т/ч.
Определение расхода условного топлива производится по формуле
(2.5.5.)
где , - расход жидкого и газообразного топлива, т/ч;
, - калорийные эквиваленты жидкого и газообразного топлива, определяются по таблице 12, согласно приложению 2 к настоящей Методике.
Пример. Определить выбросы вредных веществ из дымовой трубы установки гидроочистки. В печи сжигается 1,5 т/ч газа прямой гонки и 0,8 т/ч мазута. Содержание серы в мазуте - 1,8% масс, содержание сероводорода в газообразном топливе - 0,01% масс, содержание золы - 0,3 % масс.
Определим выбросы диоксида серы
кг/ч
Выбросы летучей золы (твердых частиц):
кг/ч
Содержание оксидов ванадия в жидком топливе:
г/т
Выбросы оксидов ванадия составят:
кг/ч
Выбросы остальных вредных веществ составят:
кг/ч
кг/ч
кг/ч

Расчет выбросов углеводородов (суммарно).
Расчет выбросов углеводородов (суммарно) (кг/ч) из последней ступени пароэжекторного агрегата вакуумной колонны АВТ проводится по формуле:
(2.6.1.)
где - количество сырья (мазута) вакуумной колонны, т/ч;
- удельный выброс углеводородов, кг/т для каждой группы мощности, определяется по таблице 13, согласно приложению 2 к настоящей Методике.

Выбросы сероводорода (кг/ч) с неконденсированными газами определяются по формуле:
(2.6.2.)
где - поправочный коэффициент, зависящий от способа создания вакуума и группы мощности, определяется по таблице 13 согласно приложению 2 к настоящей Методике;
- содержание общей серы в сырье вакуумной колонны, % масс.
Пример. На установке АВТ перерабатывается смесь нефти. Расход мазута в вакуумную колонну составляет 65,8 т/ч. Содержание серы в мазуте 1,8% масс. Колонна оборудована барометрическими конденсаторами смешения. Определить выброс углеводородов и сероводорода с последней ступени пароэжекторного агрегата.
Из таблицы 13 согласно приложению 2 к настоящей Методике находим кг/т
Тогда  кг/ч
кг/ч

При работе газомоторных компрессоров имеется три вида выбросов:
выхлопные дымовые газы;
отдув газов, вентилируемых из картера;
отдув газов от сальников газомоторных компрессоров.
Выхлопные дымовые газы ГМК характерны повышенным содержанием продуктов химически недожога, образующихся в процессе сгорания топлива. Небольшой промежуток времени, в течение которого происходит процесс сгорания (сотые доли секунды), наличие в рабочей смеси, оставшихся от предшествующего цикла газов, затрудняющих доступ кислорода к молекулам топлива, и другие причины препятствуют полному окислению топлива до конечных продуктов - углекислого газа и воды.

Выбросы вредных веществ (кг/ч) определяются по формуле:
* для  кг/ч       (2.7.1)
где , - коэффициенты, значения которых принимаются по таблице 14, согласно приложению 2 к настоящей Методике;
- расход топлива на газомоторный компрессор, кг/ч
Выбросы сернистого ангидрида (кг/ч) рассчитываются по формуле:
(2.7.2.)
где - содержание сероводорода в топливном газе, % масс.
Газомоторные компрессоры работают в области малых значений избытка воздуха в отходящих газах ~1,2-1,3. Поэтому, для прикидочных расчетов объема выхлопных газов следует воспользоваться следующей формулой:
, м      (2.7.3.)
где - калорийный эквивалент топлива, значения которого приведены в таблице 12 согласно приложению 2 к настоящей Методике.

Выбросы вредных веществ от свечи картера (кг/ч) определяются по формуле:
(2.7.4.)
где  - средняя удельная величина вредных выбросов в кг/кг топлива
Объем газов, выделяемых из свечи картера, следует принять равным объему газов, подаваемому продувочным насосом.

Выбросы вредных веществ, выделяемых при продувке сальников, составляют:
углеводородов - 6,12 кг/ч
окись углерода - 0,037 кг/ч
Объем газов, выделяемых при продувке сальников, равен количеству воздуха, подаваемого продувочным насосом.
Пример. Определить выбросы оксида углерода от глушителя газомоторного компрессора. Расход топлива на газомоторный компрессор - 100 кг/ч.
кг/ч

На установках депарафинизации и обезмасливания ведутся отдув инертных газов. Данные газы насыщены парами вредных веществ, таких как метилэтилкетон, ацетон, углеводородами (в т.ч. бензол, толуол), а также оксидом углерода и диоксидами азота. Выбросы оксида углерода и диоксидов азота незначительны (CO~0,5 т/г, NO~0,1 т/г).
Определение вредных выбросов паров растворителей (кг/ч) при процессах, связанных с отдувом инертного газа или воздуха, производится по общему расходу этих газов (, м/ч) и составу парогазовой фазы, равновесной с жидкой при данной температуре и давлении в системе
,       (2.8.1.)
где  - весовая концентрация вредных веществ в паровой фазе при давлении и температуре отдува, кг/м.
Для нефтяных фракций и однокомпонентных систем С определяется по формуле
(2.8.2.)
где  - давление насыщенных паров продукта при температуре обдува, мм рт.ст., определяется по рисунку 2 согласно приложению 1 к настоящей Методике;
- абсолютное давление в линии отдува, мм рт.ст;
- молекулярная масса паров продукта;
- температура обдува, С,
Для веществ, входящих в состав многокомпонентных систем (бензол, толуол и др.) С определяется по формуле:
(2.8.3.)
где - давление насыщенного пара чистого компонента при температуре отдува, мм рт.ст.; определяется по таблице 5 согласно приложению 2 к настоящей Методике;
- мольная доля компонента в жидкой фазе.
Для ориентировочных расчетов можно принять для бензола
для толуола .
Пример. Определить количество МЭК, выбрасываемого при отдувке инертного газа. Исходные данные для расчета:
количество инертного газа, поступающего на установку - 0,3 т/ч;
плотность инертного газа =1,3 кг/м;
температура отдувочного газа t=-10 оС;
абсолютное давление в емкостях - 600 мм рт.ст.
Определим давление насыщенных паров МЭК при -10 оС по таблице 5 согласно приложению 2 к настоящей Методике.
Молекулярный вес МЭК – M=72 (C4H8O)
Тогда  кг/м
кг/ч

Выбросы оксида углерода при регенерации катализатора (кг/ч) рассчитываются по формуле:
(2.9.1.)
где 1,25 - плотность оксида углерода при 0 оС и 760 мм рт.ст;
V-объем выбросов образующихся газов регенерации катализатора (V,м/ч), равен количеству подаваемого на регенерацию воздуха;
CCO - объемная концентрация оксида углерода в отходящих газах, % об;
tух - температура газов на выходе из регенератора, оС.
Выбросы углеводородов и оксидов азота (кг/ч) рассчитываются по формуле:
(2.9.2.)
где Ci - концентрация вредного вещества в отходящих газах, мг/м.
Выбросы катализаторной пыли (кг/ч) рассчитываются по формуле:
(2.9.3.)
где G - производительность установки по сырью, т/ч;
q - удельный выброс катализаторной пыли в кг на тонну перерабатываемого на установке сырья, кг/т.
Значения CCO, Ci и q представлены в таблице 15 согласно приложению 2 к настоящей Методике.
* При использовании промоторов концентрация оксида углерода в отходящих газах снижается до 0,02% об.
Количество выбросов диоксида серы (кг/ч) рассчитывается по содержанию общей серы в коксе (, % масс.):
(2.9.4.)
или по содержанию общей серы в сырье установки (, % масс):
(2.9.5.)
где - количество кокса, выгорающего с поверхности катализатора, кг/ч.
(2.9.6.)
где  - кратность циркуляции катализатора, т/т сырья;
- производительность установки по сырью, т/ч;
, - содержание кокса на катализаторе соответственно до и после регенерации, % масс.
Пример. Определить выбросы вредных веществ при регенерации шарикового катализатора на установке каталитического крекинга. Производительность установки 46,4 т/ч, объем подаваемого на регенерацию воздуха 20000 м/ч. Содержание серы в сырье установки 0,8% масс. Вес катализатора 110 т, содержание кокса на катализаторе до регенерации 1,65% масс. после регенерации 0,2% масс.
кг/ч
кг/ч
кг/ч
кг/ч
Для расчета выбросов диоксида серы определим количество кокса, выгоревшего с поверхности катализатора.
кг/ч
Тогда кг/ч

Выбросы вредных веществ при регенерации катализатора (кг/ч) рассчитывают по формуле:
(2.9.7.)
где - масса катализатора, кг;
- продолжительность цикла регенерации, ч;
- степень отложения кокса или серы, % масс;
- удельное количество образовавшегося вредного вещества (кг/кг), определяется по таблице 16 согласно приложению 2 к настоящей Методике.
Пример. Определить выбросы вредных веществ при регенерации катализатора на установке Л-24/6 за год. Масса катализатора , продолжительность одного цикла регенерации 120 ч, в году производится 2 регенерации.

Воздушки аммиачных емкостей.
Выбросы аммиака в атмосферу от воздушников аммиачных емкостей (т/г) рассчитываются по формуле:
(2.10.1)
где - объем закаченной аммиачной воды, м/г;
- константа Генри, мм рт.ст., определятся по тaбл.17;
- мольное содержание аммиака в аммиачной воде;
- плотность паров аммиака, кг/м;
- общее давление системы, мм рт.ст.
Мольная доля аммиака в воде рассчитывается по формуле
(2.10.2.)
где - весовая доля аммиака в аммиачной воде, кг/кг смеси;
- молекулярная масса аммиачной воды.

Потери фенола с воздушников емкостей на установках фенольной очистки масел и производства присадок (кг/ч) при продувке линии приема фенола на установку определяются по формуле:
(2.10.3.)
где - объем газовой смеси, вытесненной из емкости при продувке, м/ч;
- весовая концентрация фенола в газовой смеси, кг/ м
(2.10.4.)
где - давление в газовом пространстве емкости, мм рт.ст.;
- давление паров фенола при температуре газового пространства, мм рт.ст., определяется по таблице 5 согласно приложению 2 к настоящей Методике;
- плотность паров фенола при температуре газового пространства, кг/м
(2.10.5.)
где  оК
, оК,  - температура газового пространства, оС;
- молекулярный вес фенола.
Пример. Определить потери аммиака из резервуаров, в который закачивается 10000 м аммиачной воды с мольным содержанием аммиака в ней ,  кг/м. Средняя температура в резервуаре +10 оС:
т/г

Валовые выбросы вредных веществ из производственных помещений общеобменными системами вентиляции (кг/ч) определяются по формуле
(2.11.1.)
где - средняя концентрация вредного вещества в рабочей зоне за отопительный период (принимается по данным газоспасательных станций), мг/м;
- поправочный коэффициент, равный для насосных, оборудованных центробежными насосами - 1,5; поршневыми - 3, для компрессорных - 2;
- суммарная производительность приточных или вытяжных механических вентиляционных установок (в расчете принимается большая из них), м/ч.
Пример. Определить величину валовых выбросов из «холодной» насосного блока стабилизации установки каталитического крекинга, которую обслуживают три приточные установки общей производительностью 35000 м/ч и пять вытяжных - общей производительностью 34000 м/ч. Средняя концентрация сероводорода в 1985 г. составила 2,7 мг/м.
кг/ч

Процесс получения битумов заключается в окислении воздухом сырья в кубах-окислителях. В результате процесса образуются газы окисления, содержащие в себе большое количество вредностей. Для обезвреживания газов окисления на установках используются технологические печи и печи дожига, представляющие собой циклонные топки.
Количество вредных выбросов от газов окисления (кг/ч) без учета сгорания топлива рассчитывают по формуле:
(2.12.1.)
где  - производительность битумной установки, по сырью, т/ч;
- удельное количество образовавшегося i-го вредного вещества в кг на тонну переработанного сырья, кг/т; принимается по таблице 18 согласно приложению 2 к настоящей Методике;
- коэффициент очистки по i-му вредному веществу в зависимости от типа печи, в которой происходит сжигание; принимается: по таблице 18 согласно приложению 2 к настоящей Методике.
Количество фенола, выбрасываемого от печей дожига, определяется (кг/ч) по формуле:
(2.12.2.)
где 13,5 - содержание фенола в отходящих газах, мг/м;
- количество образующихся газов окисления, м/ч
(2.12.3.)
где 103,8 - удельный объем газов окисления, образующихся на тонну перерабатываемого сырья, м/т.
Количество диоксида серы, выбрасываемого от печей дожига, (кг/ч) определяется по формуле:
где - количество диоксида серы, образующихся от сжигания сероводорода и меркаптанов соответственно, кг/ч:
Величины выбросов вредных веществ от печей дожига (диоксида серы, сероводорода, меркаптанов, углеводородов, оксида углерода) следует прибавить:
при сгорании газов окисления в камерных и технологических печах - к выбросам соответствующих вредных веществ от технологической печи установки;
при сгорании газов окисления в циклонных печах - к выбросам соответствующих вредных веществ, образующихся при сгорании топлива, подаваемого в циклонную печь.
Пример. Определить выбросы вредных веществ от печи дожига газов окисления битумной установки производительностью по сырью 43 т/ч. Дожиг ведется в циклонной печи с расходом топлива 100 кг/ч. Содержание сероводорода в топливе 0,01% масс. При сжигании газов окисления выбрасывается (без учета подаваемого на сжигание топлива).
кг/ч
кг/ч
кг/ч
кг/ч
Определим выбросы фенола:
м
кг/ч
Определим выбросы диоксида серы
кг/ч
кг/ч
кг/ч
Определим выбросы вредных веществ от сгорания топлива
кг/ч (форм. 2.5.1.)
кг/ч (форм.2.5.4.)
т/ч
кг/ч
кг/ч
кг/ч
Итого от циклонной печи дожига газов окисления выбрасывается
кг/ч
кг/ч
кг/ч
кг/ч
кг/ч
кг/ч
кг/ч
кг/ч

Технологические установки характеризуются целым комплексом насосного, компрессорного, холодильного, колонного и других типов оборудования, a также трубопроводных коммуникаций с большим числом арматуры.
В процессе эксплуатации оборудования, аппаратуры и коммуникаций вследствие появления неплотностей за счет температурных деформаций и износа, в результате механического или коррозионно-эрозионного разрушения выделяется значительное количество вредных веществ.

Валовые выбросы углеводородов (суммарно) от технологических установок рассчитывают по формуле:
(2.13.1.)
где - валовые неорганизованные выбросы углеводородов (суммарно), кг/ч;
- производительность установки, кг/ч;
, - коэффициенты, значения которых представлены в таблице 9 согласно приложению 2 к настоящей Методике.
Коэффициенты получены по результатам натурных обследований однотипных установок нефтеперерабатывающих заводов.
Для технологических установок, отсутствующих в таблице 19 согласно приложению 2 к настоящей Методике, коэффициенты принимаются как для установки, близкой по своим параметрам.
При расчете величин выбросов вредных веществ от комбинированных установок (например, ЛК-6у, КТ и др.), следует данные установки разбить на секции и расчет вести по каждой секции в отдельности. Суммирование выбросов от отдельных секций позволит определить общий выброс от комбинированной установки.

Расчет вредных составляющих ведется по формуле:
(2.13.2.)
где - валовый выброс отдельных компонентов, кг/ч;
- коэффициенты, значения которых принимаются по таблице 20 согласно приложению 2 к настоящей Методике.

Валовые выбросы сероводорода от технологических установок рассчитывают по формуле:
(2.13.3.)
где - валовые выбросы сероводорода, кг/ч;
- выход газа i-го вида к количеству перерабатываемого сырья, % масс.;
- содержание сероводорода в газе, -го вида, % масс.

Выбросы диоксида серы (кг/ч) рассчитываются по формуле:
(2.13.4.)
Выбросы сероводорода (кг/ч) рассчитываются по формуле:
(2.13.5.)

Выбросы диоксида серы (кг/ч) рассчитываются по формуле:
(2.13.6.)
Выбросы тумана серной кислоты (кг/ч) рассчитываются по формуле:
(2.13.7.)
Пример. Рассчитать валовые неорганизованные выбросы от установки ЭЛОУ-АВТ-6 производительностью 6680000 т/год. Выход сухих газов составляет 1,8%, содержание сероводорода в сухом газе 1,2%. Выход сжиженных газов 1,6%, содержание сероводорода - 0,075%.
Определим производительность установки в кг/ч, считая, что установка проработала 8000 часов
Выбросы углеводородов составят (формула 2.13.1.):
кг/ч
В соответствии таблице 20 согласно приложению 2 к настоящей Методике и формуле 2.13.2. установка ЭЛОУ-АВТ выбрасывает только непредельные углеводороды ( для непредельных).
Рассчитаем выбросы сероводорода от установки:
от сухих газов (формула 2.13.3.):
кг/ч
от сжиженных газов:
кг/ч
Всего выбросов сероводорода от установки
кг/ч

Расчет выбросов вредных веществ от автомобилей с различными типами двигателей внутреннего сгорания (ДВС) (бензиновыми, дизельными, газовыми и др.) производят по формуле:
(2.14.1.)
где: - удельный выброс -гo вредного вещества автомобилем в зависимости от типа ДВС с учетом картерных выбросов и испарений топлива, г/км; определяется по таблице 21 согласно приложению 2 к настоящей Методике;
- пробег автомобилей с данным типом двигателя за расчетный период, млн. км;
- коэффициент, учитывающий техническое состояние автомобиля;
- коэффициент, учитывающий средний возраст автомобиля.
Значения , определяются по таблице 22 согласно приложению 2 к настоящей Методике.
Общий выброс от автотранспорта складывается из выбросов вредных веществ всех групп автомобилей.

Приведенные в разделе 2 методики в большинстве случаев позволяют определить интегральную оценку выбросов вредных веществ из источников.
Для целого ряда организованных источников выбросов, характеризующихся относительным постоянством параметров газовых потоков интегральная оценка выбросов может служить и оценкой максимальных выбросов. Для неорганизованных источников, таких как резервуары, объекты очистных сооружений, блоки оборотного водоснабжения, интенсивность выбросов из которых во многом зависит от климатических условий, максимальные выбросы будут иметь место в летний период.
Способы определения максимальных выбросов от неорганизованных источников приведены ниже.

Чтобы определить максимальную величину выброса из данных источников, следует определить по формулам 1.1.1, 2.1.9, 2.2.1. выбросы за теплый период (III квартал).
Перевод полученной величины в т/квартал в г/с позволит получить максимальную величину выброса:

Расчет максимальной величины (г/с) следует определять по формуле:
где - коэффициент, учитывающий влияние климатических условий (солнечной радиации) на испарение (таблице 23, согласно приложению 2 к настоящей Методике)

Для определения максимального выброса от воздушек емкостей в формулу 2.10.1 и 2.10.2 следует подставить максимально возможную величину константы Генри, наблюдаемую в условиях предприятия, а мольную долю аммиака рассчитать при максимальном содержании аммиака в аммиачной воде на предприятии.
Для остальных источников величина выброса в г/с определяется простым переводом выбросов в кг/час, полученных в р.2, в г/с.

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

36. В таблице 24 согласно приложению 2 к настоящей Методике представлены результаты статистического анализа данных натурных замеров выбросов вредных веществ из основных источников нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств. Большинство расчетных зависимостей, рассмотренных в предыдущих разделах, получены методом наименьших квадратов.
В качестве критерия сходимости расчетных и натурно замерных величин выбросов в таблице 24 согласно приложению 2 к настоящей Методике приведены значения относительной погрешности () и средней квадратичной погрешности (), определенные по известным формулам.
Данные сравнения стандартных отклонений по каждой из предложенных в разделе 2 зависимостей приведены в таблице 24 согласно приложению 2 к настоящей Методике.
При­ло­же­ние 1
к Ме­то­ди­ке рас­че­та
ва­ло­вых вы­бро­сов
вред­ных ве­ществ в
ат­мо­сфе­ру для
пред­при­я­тий
неф­те­пе­ре­ра­бот­ки и
неф­те­хи­мии
Рисунки графиков зависимости коэффициентов
График зависимости коэффициента K1 от среднеквартальной оборачиваемости резервуаров
Рисунок 1.
График.
Рисунок 2.
Весовые концентрации насыщенных паров для различных нефтепродуктов
1 - керосин, 2 - лигроин, 3 - дизельное топливо, 4 - мазут, 5 - масла, присадки
Рисунок 3
График зависимости коэффициента от среднеквартальной оборачиваемости резервуаров
Рисунок 4.
Зависимость коэффициента K от времени заполнения емкости-н при различных условиях налива
а - налив сверху открытой струей
в - налив сверху или снизу открытой струей (при высоте (диаметре) емкости м
значение Kн необходимо умножить на
с - налив сверху полуоткрытой струей
Рисунок 5.
Зависимость коэффициента от избыточного давления при различных условиях налива
а - налив сверху открытой струей
в - налив сверху или снизу закрытой струей
с - налив сверху полуоткрытой струей
Рисунок 6.
Температура начала кипения, оС
Рисунок 7.
При­ло­же­ние 2
к Ме­то­ди­ке рас­че­та
ва­ло­вых вы­бро­сов
вред­ных ве­ществ в
ат­мо­сфе­ру для
пред­при­я­тий
неф­те­пе­ре­ра­бот­ки и
неф­те­хи­мии
Таблицы значений коэффициентов и концентраций индивидуальных веществ и групп углеводородов в парах различных нефтепродуктов
Таблица 1
Значения коэффициента K2
Экс­плу­а­та­ция ре­зер­ву­а­ра
На­зем­ные ме­тал­ли­че­ские ре­зер­ву­а­ры
Под­зем­ные же­ле­зо­бе­тон­ные ре­зер­ву­а­ры
без осна­ще­ния тех­ни­че­ски­ми сред­ства­ми сни­же­ния по­терь
осна­щен пон­то­ном или пла­ва­ю­щей кры­шей
вклю­чен в га­зо­урав­ни­тель­ную си­сте­му
без осна­ще­ния тех­ни­че­ски­ми сред­ства­ми сни­же­ния по­терь
вклю­чен в га­зо­урав­ни­тель­ную си­сте­му
Ре­зер­ву­ар экс­плу­а­ти­ру­ет­ся как «Мер­ник»
1
0,2
0,2
0,8
0,1
То же, но с от­кры­ты­ми лю­ка­ми или сня­ты­ми ды­ха­тель­ны­ми кла­па­на­ми
1,1
0,25
1,1
0,9
0,9
Ре­зер­ву­ар экс­плу­а­ти­ру­ет­ся как «бу­фер­ная ем­кость»
0,1
0,05
0,05
0,15
-
То же, но с от­кры­ты­ми лю­ка­ми или со сня­ты­ми ды­ха­тель­ны­ми кла­па­на­ми
0,15
0,07
0,2
0,2
-
Таблица 2
Значения коэффициента K3
Квар­тал
Кли­ма­ти­че­ская зо­на
се­вер­ная
сред­няя
юж­ная
Сред­няя Азия
1
2
3
4
5
II, III
1
1,14
1,47
1,72
I, IV
1
1
1
1
Таблица 3
На­име­но­ва­ние про­дук­та
Фор­му­ла
Урав­не­ние
Тем­пе­ра­тур­ный ин­тер­вал, в ко­то­ром урав­не­ние со­хра­ня­ет свою спра­вед­ли­вость, оС
A
В
С
от
до
Ме­та­нол
CHO
1
-7
50
8,9547
2049,2
-
Ме­ти­л­этил­ке­тон
CHO
1
-10
50
7,764
1725,0
-
Пен­тан
CH
2
-10
50
6,87372
1075,82
233,36
Гек­сан
CH
2
-10
68
6,87776
1171,53
224,37
Бен­зол
CH
2
-10
5,5
6,48898
902,28
178,1
2
5,5
160
6,91210
1214,64
221,2
Фе­нол
CHO
2
0
40
11,5638
3586,36
273,0
2
41
93
7,86819
2011,4
222,0
То­лу­ол
CH
1
-92
15
8,33
2047,3
-
2
20
200
6,95334
1343,94
219,38
Этил­бен­зол
CH
2
20
45
7,32525
1628,0
230,7
1
45
190
6,95719
1424,26
213,21
с-Кси­лол
CH
2
25
50
7,35638
1671,8
231,0
м-Кси­лол
CH
2
25
45
7,36810
1658,23
232,3
2
45
195
7,00908
1462,27
215,11
п-Кси­лол
CH
2
25
45
7,32611
1635,74
231,4
2
45
190
6,99052
1453,43
215,31
Таблица 4
Концентрация индивидуальных веществ и групп углеводородов в парах различных нефтепродуктов
На­име­но­ва­ние неф­те­про­дук­та
Кон­цен­тра­ция ком­по­нен­та С, % масс.
уг­ле­во­до­ро­ды
пре­дель­ные
непре­дель­ные
аро­ма­ти­че­ские
Бен­зол
то­лу­ол
кси­лол
Сы­рая нефть
99,22
-
0,78
0,3511
0,2202
0,1048
Пря­мо­гон­ные бен­зи­но­вые фрак­ции
6286
99,05
-
0,95
0,55
0,4
-
62105
93,9
-
6,1
5,.....9
0,21
-
85105
9+..64
-
1,36
0,24
1,12
-
85120
97,61
-
2,39
0,05
2,34
-
85180
99,25
-
0,75
0,15
0,35
0,25
105140
95,04
-
4,96
-
3,81
1,15
120140
95,9
-
4,1
-
2,09
2,01
140180
99,57
-
1,43
-
-
0,43
НК180
99,45
-
0,55
0,27
0,18
0,1
Ста­биль­ный ка­та­ли­зат
9,08
-
9,2
2,74
4,49
1,78
Бен­зин-ра­фи­нат
9+..,88
-
1,12
0,44
0,42
0,26
Кре­кинг-бен­зин
74,03
25,0
+..,97
0,58
0,27
0,12
Бен­зин-плат­фор­мат
60,38
-
39,62
21,05
13,5
2,51
Уайт-спи­рит
93,74
-
6,26
2,15
3,0
0,91
А-72, А-76
96,88
-
3,17
1,59
1,14
0,17
АИ-93, АИ-98
95,85
-
4,15
2,06
1,76
0,23
Таблица 5
Удельные выбросы вредных веществ (суммарно) от нефтеловушек
Объ­ект
кг/ч·м
I си­сте­ма
II си­сте­ма
СЩС
Неф­те­ло­вуш­ка
0,104
0,140
0,167
Таблица 6
Значение коэффициента K1 в зависимости от процента укрытия поверхностей шифером или другим материалом
% укры­тия
K1
% укры­тия
K1
% укры­тия
K1
% укры­тия
K1
% укры­тия
K1
0
1,00
25
0,88
45
0,76
65
0,59
85
0,4
10
0,95
30
0,85
50
0,72
70
0,54
90
0,36
15
0,94
35
0,82
55
0,68
75
0,50
95
0,28
20
0,91
40
0,79
60
0,63
80
0,45
100
0,21
Таблица 7
Значения коэффициента K3 для объектов механической очистки
Зна­че­ния ко­эф­фи­ци­ен­та
I си­сте­ма
II си­сте­ма
Пес­ко­лов­ка, ливне­сброс
4,55
3,51
Пру­ды до­пол­ни­тель­но­го от­стоя
0,24
0,31
Пес­ча­ные филь­тры
0,05
0,13
АКС
1,21
Ава­рий­ные ам­ба­ры
0,23
0,35
Шла­мо­на­ко­пи­те­ли
0,11
0,11
Таблица 8
Концентрация индивидуальных веществ и групп углеводородов в парах нефтепродуктов, испарившихся с поверхности очистных сооружений
Кон­цен­тра­ция ком­по­нен­та в па­рах, , % масс
Уг­ле­во­до­ро­ды
Фе­нол
Се­ро­во­до­род
все­го
в том чис­ле
пре­дель­ные
непре­дель­ные
аро­ма­ти­чес
кие
в том чис­ле
бен­зол
то­лу­ол
кси­лол
I си­сте­ма
Пес­ко­лов­ка, ливне­сброс
95,83
82,34
7,07
6,42
1,60
3,52
1,30
0,47
3,70
Неф­те­ло­вуш­ки
98,86
82,38
5,54
10,94
2,60
5,57
2,77
0,39
0,75
Пру­ды до­пол­ни­тель­но­го от­стоя
99,45
86,91
5,23
7,31
1,08
3,96
2,27
0,2
0,35
Пес­ча­ные филь­тры
95,04
84,94
3,47
5,63
0,97
3,09
1,57
0,41
5,55
АКС
89,86
83,46
2,28
4,12
0,81
2,34
0,97
0,38
9,76
Ава­рий­ный ам­бар
99,75
92,65
1,11
5,99
1,73
2,93
1,33
0,06
0,19
Шла­мо­на­ко­пи­те­ли
99,8
83,24
2,19
14,37
2,81
5,74
5,82
0,07
0,13
II си­сте­ма
Пес­ко­лов­ка, ливне­сброс
99,4
91,48
2,30
5,62
1,15
3,54
0,93
0,22
0,38
Неф­те­ло­вуш­ки
99,06
87,98
3,84
7,24
1,09
5,27
0,88
0,06
0,88
Пру­ды до­пол­ни­тель­но­го от­стоя
99,27
93,12
3,08
3,07
0,60
1,65
0,82
0,11
0,62
Пес­ча­ные филь­тры
89,31
82,95
0,87
5,49
1,73
3,76
0,29
10,4
Ава­рий­ный ам­бар
99,76
91,02
3,38
5,36
1,57
2,38
1,41
0,06
0,18
Шла­мо­на­ко­пи­те­ли
99,72
94,34
2,19
3,19
0,36
2,13
0,7
0,02
0,26
Био­ло­ги­че­ская очист­ка
99,28
85,32
3,38
10,58
3,64
3,59
3,35
0,18
0,14
Таблица 9
Удельные выбросы вредных веществ (суммарно) от блоков оборотного водоснабжения
Ве­ли­чи­на удель­ных вы­бро­сов вред­ных ве­ществ (сум­мар­но)
гра­дир­ни, кг/м ч·10
неф­те­от­де­ли­те­ли, кг/м3·ч·10
1 си­сте­ма
18,40
84,3
2 си­сте­ма
7,2
35,0
3 си­сте­ма
35,0
53,61
4 си­сте­ма
1,9
2,2
Таблица 10
Процентное соотношение вредных ингредиентов в парах нефтепродуктов, испарившихся с блоков оборотного водоснабжения
Объ­ек­ты БОВ
Кон­цен­тра­ция ком­по­нен­тов в па­рах, % масс.
Уг­ле­во­до­ро­ды
Фе­нол
Се­ро­во­до­род
все­го
в том чис­ле
пре­дель­ные
непре­дель­ные
аро­ма­ти­че­ские
в том чис­ле
бен­зол
то­лу­ол
кси­лол
I си­сте­ма
Гра­дир­ни
98,19
84,18
4,03
9,98
2,27
5,27
2,44
1,07
0,74
Неф­те­от­де­ли­те­ли
99,44
86,66
2,69
10,09
2,86
4,34
2,89
0,23
0,33
II си­сте­ма
Гра­дир­ни
97,45
92,82
0,94
3,69
0,96
1,79
0,94
2,18
0,37
Неф­те­от­де­ли­те­ли
99,05
91,83
0,59
6,63
2,16
2,64
1,83
0,01
0,94
III си­сте­ма
Гра­дир­ни
97,87
91,55
0,41
5,91
1,66
2,3
1,95
0,18
1,95
Неф­те­от­де­ли­те­ли
99,41
94,57
0,38
4,46
1,24
1,65
1,57
0,03
0,56
Таблица 11
Удельные выбросы вредных веществ в атмосферу в кг на тонну условного топлива трубчатых печей технологических установок
На­име­но­ва­ние уста­нов­ки
Удель­ные вы­бро­сы, кг/т усл.т
ме­тан
ок­сид уг­ле­ро­да
ок­си­ды азо­та
ди­ок­сид азо­та
Пер­вич­ная пе­ре­гон­ка
0,11
0,34
1,18
0,06
Вто­рич­ная пе­ре­гон­ка
0,24
1,89
0,88
0,05
Ка­та­ли­ти­че­ский ри­фор­минг
0,34
0,69
1,6
0,08
Тер­ми­че­ский кре­кинг
0,05
0,49
1,01
0,05
Гид­ро­очист­ка
0,32
1,97
1,47
0,07
Про­из­вод­ство кок­са
0,065
0,12
1,12
0,06
Кон­такт­ная очист­ка ма­сел
0,51
16,98
1,7
0,13
Фе­ноль­ная очист­ка ма­сел
0,04
0,55
1,41
0,08
Де­ас­фаль­ти­за­ция ма­сел
0,257
1,27
1,05
0,05
Ка­та­ли­ти­че­ский кре­кинг
0,032
0,2
1,08
0,2
Про­чие
0,18
0,81
1,36
0,145
Таблица 12
Средние величины калорийных эквивалентов жидких и газообразных топлив
На­име­но­ва­ние топ­ли­ва
Ка­ло­рий­ный эк­ви­ва­лент, Э
Газ при­род­ный
1,66
Газ неф­те­про­мыс­ло­вый
1,5
Газ пря­мой пе­ре­гон­ки
1,5
Газ ка­та­ли­ти­че­ско­го кре­кин­га
1,6
Газ тер­ми­че­ско­го кре­кин­га
1,6
Газ кок­со­вый
1,52
Газ пи­ро­лиз­ный
1,6
Ав­тоа+..ат
1,47
Ди­зель­ное топ­ли­во
1,45
Мас­ля­ный ди­стил­лят
1,4
Экс­тракт
1,4
Ма­зут ма­ло­сер­ни­стый
1,38
Ма­зут сер­ни­стый
1,37
Ма­зут вы­со­ко­сер­ни­стый
1,36
По­лу­гуд­рон
1,36
Гуд­рон
1,36
Кре­кинг-оста­ток
1,35
Пет­ро­ла­тум
1,36
Кокс неф­те­за­вод­ской
1,16
Газ во­до­род­со­дер­жа­щий
2,3
Таблица 13
Значения и коэффициента для расчета выбросов вредных веществ из вакуумсоздающих систем установок АВТ
На­име­но­ва­ние групп ва­ку­ум­со­зда­ю­щих си­стем
кг/т,
Ва­ку­ум­со­зда­ю­щие си­сте­мы
1. С ба­ро­мет­ри­че­ски­ми кон­ден­са­то­ра­ми, за­груз­ка по ма­зу­ту, кг/час:
груп­па 50000 - 100000
0,42
0,015
груп­па 100001 - 150000
0,6
0,021
груп­па 150001 - 200000
0,24
0,01
груп­па 200001 - 450000
0,62
0,03
2. С по­верх­ност­ны­ми кон­ден­са­то­ра­ми
3,88
0,04
Таблица 14
Значение коэффициентов ,
На­име­но­ва­ние вред­но­го ве­ще­ства
Ок­сид уг­ле­ро­да
-13,5429
0,7853
Ок­си­ды азо­та
0,0464
0,0013
Уг­ле­во­до­ро­ды
-5,4804
0,0874
Таблица 15
Значения величин ,  и
Раз­мер­ность
Вид ка­та­ли­за­то­ра
ша­ри­ко­вый
пы­ле­вид­ный
% об.
0,35
7,2*
мг/м
77,68
77,68
мг/м
140,6
140,6
кг/т
0,53
0,81
Таблица 16
Тех­но­ло­ги­че­ская уста­нов­ка
Сте­пень от­ло­же­ния, % масс.
Удель­ное ко­ли­че­ство об­ра­зо­вав­ше­го­ся ве­ще­ства, кг/кг
кок­са
се­ры
ок­си­да уг­ле­ро­да
ди­ок­си­да се­ры
Ри­фор­минг
3,5
-
0,466
-
Гид­ро­очист­ка
8,5
0,5
0,44
2
Таблица 17
Значения константы Генри для аммиака
Тем­пе­ра­ту­ра, оС
0
+5
+10
+15
+20
+25
+30
1560
1680
1800
1930
2080
2230
2410
Таблица 18.
Значения  и
На­име­но­ва­ние вред­но­го ве­ще­ства, по ко­то­ро­му ве­дет­ся очист­ка
Удель­ный вы­брос, кг/т
Ко­эф­фи­ци­ент очист­ки
ка­мер­ные и тех­но­ло­ги­че­ские пе­чи
цик­лон­ные пе­чи
Уг­ле­во­до­ро­ды
0,718
0,78
0,85
Ок­сид уг­ле­ро­да
0,411
0,78
0,85
Се­ро­во­до­род
0,042
0,80
0,98
Мер­кап­та­ны
0,02
0,80
0,98
Фе­нол
0,9
0,98
Таблица 19
Значения коэффициентов  и
На­име­но­ва­ние тех­но­ло­ги­че­ской уста­нов­ки
ЭЛОУ
0
0,018
AT
-13,305
0,1792
AВT
53,263
0,0636
ЭЛОУ-АВТ
0
0,208
Вто­рич­ка 22/4
0
0,25
Тер­ми­че­ский кре­кинг
0
0,27
Ка­та­ли­ти­че­ский кре­кинг
0
0,557
Г-43-102
0
0,49
Ри­фор­минг - 35/6, 35/8-300
0
0,58
Ри­фор­минг 35/5
0
1,0
Ри­фор­минг 35/11-300, 35/11-600
14,746
0,395
Гид­ро­очист­ка 24/6, 24/7
0
0,077
Гид­ро­очист­ка 24/300, 24/600
0
0,1
Се­ро­очист­ка га­зов
0
0,051
Уста­нов­ки га­зо­фрак­ци­о­ни­ро­ва­ния
0
0,7
Де­ас­фаль­ти­за­ция
-6,679
0,297
Де­па­ра­фи­ни­за­ция
4,219
0,055
Би­тум­ные
0
0,16
Се­лек­тив­ная очист­ка ма­сел
0
0,03
Кон­такт­ная очист­ка ма­сел
0
0,018
Гид­ро­очист­ка ма­сел
0
0,148
Обез­мас­ли­ва­ние га­ча и пет­ро­ла­ту­ма
0
0,105
Кок­со­ва­ние
0
0,578
Таблица 20
Значения коэффициента
Уг­ле­во­до­ро­ды
пре­дель ные
непре­дель ные
аро­ма­ти­че­ские
МЭК
аце­тон
ам­ми­ак
фе­нол
окись уг­ле ро­да
фур­фу­рол
все­го
в том чис­ле
бен­зол
то­лу­ол
кси­лол
ЭЛОУ
1,0
AT
1,0
АВТ
1,0
ЭЛОУ-АВТ
1,0
Вто­рич­ка 22/4
1,0
Тер­ми­че­ский кре­кинг
0,77
0,23
Ри­фор­минг - 35/6, 35/8-300
0,74
0,26
0,12
0,14
Ри­фор­минг 35/11-300, 35/11-600
0,85
0,15
0,032
0,066
Ри­фор­минг 35/5
0,9
0,1
0,03
0,07
Гид­ро­очист­ка 24/6, 24/7
1,0
Гид­ро­очист­ка 24/300; 24/600
0,9
0,1
0,06
0,04
Де­ас­фаль­ти­за­ция
1,0
Де­па­ра­фи­ни­за­ция
0,34
0,66
0,66
0,79
0,26
0,11
Би­тум­ные
1,0
Се­ро­очист­ка га­зов
1,0
Се­лек­тив­ная очист­ка ма­сел
1,0
0,38
0,1226
Уста­нов­ки га­зо­фрак­ци­о­ни­ров.
0,95
0,05
Обез­мас­ли­ва­ние га­ча
0,315
0,685
0,685
0,967
0,738
0,238
Кок­со­ва­ние
1,0
Ка­та­ли­ти­че­ский кре­кинг
0,967
0,0175
0,029
0,029
0,056
Г-43-102
0,956
0,017
0,027
0,027
Кон­такт­ная очист­ка ма­сел
1,0
Гид­ро­очист­ка ма­сел
1,0
Таблица 21
Значения удельных выбросов вредных веществ автомобильным транспортом () по годам XII пятилетки, г/км
1986
1987
1988
1989
1990
Груп­пы ав­то­мо­би­лей
ок­сид уг­ле ро­да
уг­ле во­до ро­ды
ок­си ды азо­та
ок­сид уг­ле ро­да
уг­ле во­до- ро­ды
ок­си ды азо­та
ок­сид уг­ле ро­да
уг­ле во­до ро­ды
ок­си ды азо­та
ок­сид уг­ле­ро­да
уг­ле­во­до­ро­ды
ок­си ды азо­та
ок­сид уг­ле ро­да
уг­ле во­до ро­ды
ок­си ды азо­та
Гру­зо­вые, спе­ци­аль­ные гру­зо­вые с бен­зи­но­вы­ми ДВС и ра­бо­та­ю­щие на сжи­жен­ном неф­тя­ном га­зе (про­пан-бу­тан)
61,9
13,3
8,0
60,3
13,0
7,7
58,7
12,7
7,4
57,1
12,3
7,1
55,5
12,0
6,8
Гру­зо­вые и спе­ци­аль­ные гру­зо­вые ди­зель­ные
15,0
6,4
8,5
15,0
6,4
8,5
15,0
6,4
8,5
15,0
6,4
8,5
15,0
6,4
8,5
Гру­зо­вые и спе­ци­аль­ные гру­зо­вые, ра­бо­та­ю­щие на сжа­том при­род­ном га­зе
30,0
10,0
8,0
30,0
10,0
8,0
30,0
10,0
8,0
25,0
8,0
7,5
25,0
8,0
7,0
Ав­то­бу­сы с бен­зи­но­вы­ми ДВС
57,5
10,7
8,0
56,0
10,5
7,5
54,5
10,2
7,2
53,0
9,9
6,8
51,5
9,6
6,4
Ав­то­бу­сы ди­зель­ные
15,0
6,4
8,5
15,0
6,4
8,5
15,0
6,4
8,5
15,0
6,4
8,5
15,0
6,4
8,5
Лег­ко­вые слу­жеб­ные и спе­ци­аль­ные
18,7
2,25
2,7
18,2
2,09
2,58
17,7
1,93
2,47
17,1
1,76
2,35
16,5
1,6
2,23
Лег­ко­вые ин­ди­ви­ду­аль­но­го поль­зо­ва­ния
17,9
2,1
2,6
17,45
2,0
2,5
17,0
1,9
2,4
16,55
1,75
2,3
16,1
1,6
2,19
Таблица 22
Коэффициенты влияния среднего возраста автомобилей и уровня технического состояния на выбросы вредных веществ для различных групп заводского автомобильного транспорта
Груп­па ав­то­мо­би­лей
ок­сид уг­ле­ро­да
уг­ле­во до­ро­ды
кси­ды азо­та
ок­сид уг­ле­ро­да
уг­ле­во до­ро­ды
кси­ды азо­та
Гру­зо­вые и спе­ци­аль­ные гру­зо­вые с бен­зи­но­вы­ми ДВС
1,69
,86
,8
1,33
,2
,0
Гру­зо­вые и спе­ци­аль­ные гру­зо­вые ди­зель­ные
1,8
,0
,0
1,33
,2
,0
Ав­то­бу­сы с бен­зи­но­вы­ми ДВС
1,69
,86
,8
1,32
,2
,0
Ав­то­бу­сы ди­зель­ные
1,8
,0
,0
1,27
,17
,0
Лег­ко­вые слу­жеб­ные и спе­ци­аль­ные
1,63
,83
,85
1,28
,17
,0
Лег­ко­вые ин­ди­ви­ду­аль­но­го поль­зо­ва­ния
1,62
,78
,9
1,28
,17
,0
Таблица 23
Кли­ма­ти­че­ская зо­на
се­вер­ная
сред­няя
юж­ная
Сред­няя Азия
1,0
1,07
1,37
1,61
Таблица. 24
Стандартные отклонения зависимостей
NN фор­му­лы
Объ­ект
, %
2.1.1.
Уг­ле­во­до­ро­ды (сум­мар­но)
51,64
477,81
2.1.9.
Уг­ле­во­до­ро­ды (ре­зер­ву­а­ры)
50,72
131,38
2.1.9.
Уг­ле­во­до­ро­ды (транс­порт, ем­кость)
124,1
15,80
2.3.1.
Неф­те­ло­вуш­ка, I си­сте­ма
76,27
0,086
II си­сте­ма
43,09
0,053
2.3.2.
I си­сте­ма
Пес­ко­лов­ка, ливне­сброс
57,14
0,180
Ава­рий­ный ам­бар
82,35
0,042
Пруд до­пол­ни­тель­но­го от­стоя
177,8
0,057
Пес­ча­ные филь­тры
140,0
0,02
II си­сте­ма
Пес­ко­лов­ка, ливне­сброс
34,25
0,091
Ава­рий­ный ам­бар
100,0
0,058
Пруд до­пол­ни­тель­но­го от­стоя
64,21
0,032
Пес­ча­ные филь­тры
71,56
0,032
Шла­мо­на­ко­пи­те­ли I, II си­стем
85,0
0,019
2.4.1.
Неф­те­от­де­ли­те­ли I си­сте­ма
49,73
30,307·10
II си­сте­ма
188,24
20,315·10
III си­сте­ма
72,94
22,339·10
IV си­сте­ма
10,3
0,1·10
2.4.2.
Гра­дир­ни I си­сте­ма
116,7
9,346·10
II си­сте­ма
260,0
8,622·10
III си­сте­ма
186,89
18,392·10
IV си­сте­ма
31,94
0,341·10
2.5.4.
Ок­сид уг­ле­ро­да (ды­мо­вая тру­ба) би­тум­ная
118,84
17,54
Вто­рич­ная пе­ре­гон­ка
157,67
1,879
Гид­ро­очист­ка
78,17
4,11
Ка­та­ли­ти­че­ский ри­фор­минг
68,12
1,288
Де­ас­фаль­ти­за­ция ма­сел
144,09
2,57
Фе­ноль­ная очист­ка ма­сел
74,54
1,08
Кон­такт­ная очист­ка ма­сел
104,48
16,91
Про­из­вод­ство кок­са
32,5
0,032
Пер­вич­ная пе­ре­гон­ка
41,18
0,408
Тер­мо­кре­кинг
90,61
0,661
Ка­та­ли­ти­че­ский кре­кинг
92,0
0,148
Про­чие
21,0
1,419
Ок­си­ды азо­та
Би­тум­ная
56,56
0,9
Вто­рич­ная пе­ре­гон­ка
98,75
0,547
Гид­ро­очист­ка
25,85
1,03
Ка­та­ли­ти­че­ский ре­фор­минг
43,12
1,92
Де­ас­фаль­ти­за­ция ма­сел
92,57
1,36
Фе­ноль­ная очист­ка
26,89
1,031
Кон­такт­ная очист­ка ма­сел
69,59
1,127
Про­из­вод­ство кок­са
58,04
0,407
Пер­вич­ная пе­ре­гон­ка
17,79
0,61
Тер­мо­кре­кинг
15,84
0,238
Ка­та­ли­ти­че­ский кре­кинг
34,26
0,35
Про­чие
8,16
0,93
Ди­ок­сид азо­та
Би­тум­ная
111,8
0,23
Вто­рич­ная пе­ре­гон­ка
54,0
0,0173
Де­ас­фаль­ти­за­ция
36,0
0,0263
Пер­вич­ная пе­ре­гон­ка
16,66
0,03
Тер­мо­кре­кинг
18,75
0,0141
Ка­та­ли­ти­че­ский кре­кинг
220,0
0,313
Про­чие
13,79
0,148
Фе­ноль­ная очист­ка ма­сел
33,33
0,071
Кон­такт­ная очист­ка ма­сел
100,0
0,122
2.5.4.
Ме­тан
Би­тум­ная
113,03
3,837
Вто­рич­ная пе­ре­гон­ка
75,0
0,114
Гид­ро­очист­ка
65,83
0,49
Ка­та­ли­ти­че­ский ри­фор­минг
61,76
0,57
Де­ас­фаль­ти­за­ция ма­сел
106,22
0,382
Фе­ноль­ная очист­ка ма­сел
46,15
0,041
Кон­такт­ная очист­ка ма­сел
58,04
0,282
Про­из­вод­ство кок­са
141,54
0,058
Пер­вич­ная пе­ре­гон­ка
47,27
0,179
Тер­мо­кре­кинг
76,0
0,054
Ка­та­ли­ти­че­ский кре­кинг
56,25
0,0141
Про­чие
20,5
0,305
2.6.1.
Уг­ле­во­до­ро­ды (све­чи ВСВ АВТ)
груп­па 50000-100000
64,29
0,37
10001*-150000
225,0
0,85
150001-200000
112,5
0,26
200001-450000
190,32
0,47
2.6.2.
Се­ро­во­до­род
груп­па 50000-100000
75,0
0,02
100001-150000
150,0
0,04
150001-200000
35,71
0,005
200001-450000
100,0
0,005
2.7.1.
Ок­сид уг­ле­ро­да
81,80
6,92
Ок­сид азо­та
39,0
0,014
Уг­ле­во­до­ро­ды
241,0
1,442
2.7.4.
Ок­сид уг­ле­ро­да
10,0
0,551·10
Уг­ле­во­до­ро­ды
30,98
1,395·10
2.9.2.
Ок­си­ды азо­та
22,26
60,21
Уг­ле­во­до­ро­ды
51,13
36,287
2.9.3.
Ка­та­ли­за­тор­ная пыль
Ша­ри­ко­вый ка­та­ли­за­тор
17,78
0,085
Пы­ле­вид­ный ка­та­ли­за­тор
58,82
0,263
2.12.1.
Уг­ле­во­до­ро­ды
115,6
0,454
Ок­сид уг­ле­ро­да
133,5
0,280
Се­ро­во­до­род
147,06
0,050
Мер­кап­та­ны
129,55
0,018
2.12.3.
Объ­е­мы
185,5
63,55
2.13.1.
ЭЛОУ
154,8
1,897
AT
98,4
7,593
АВТ
60,4
6,693
ЭЛОУ-АВТ
14,2
22,975
Вто­рич­ка 22/4
46,6
6,049
Тер­ми­че­ский кре­кинг
81,8
21,039
Ка­та­ли­ти­че­ский кре­кинг
3,6
3,416
Г-43-102
34,3
27,543
Ри­фор­минг 35/6, 35/8-300
57,2
48,77
Ри­фор­минг 35/5
16,0
0,374
Ри­фор­минг 35/11-300; 35/11-600
24,9
9,225
Се­ро­очист­ка га­зов
107,2
10,378
Уста­нов­ки га­зо­фрак­ци­о­ни­ро­ва­ния
84,1
50,745
Де­ас­фаль­ти­за­ция
27,4
2,619
Де­па­ра­фи­ни­за­ция
74,6
1,219
Би­тум­ные
45,1
14,649
Се­лек­тив­ная очист­ка ма­сел
61,1
3,62
Гид­ро­очист­ка ма­сел
18,7
5,136
Кон­такт­ная очист­ка ма­сел
61,4
1,145
Обез­мас­ли­ва­ние га­за и пет­ро­ла­ту­ма
38,5
2,291
Кок­со­ва­ние
17,2
22,181
Гид­ро­очист­ка 24/6, 24/7
78,5
26,100
Гид­ро­очист­ка 24/300, 24/600
59,8
22,526
При­ло­же­ние № 3
к при­ка­зу Ми­ни­стра
окру­жа­ю­щей сре­ды и
вод­ных ре­сур­сов
Рес­пуб­ли­ки Ка­зах­стан
от 12 июня 2014 го­да
№ 221-Ө
Методика определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для тепловых электростанций и котельных

где cj - массовая концентрация загрязняющего вещества j в сухих дымовых газах при стандартном коэффициенте избытка воздуха = 1,4 и нормальных условиях*, мг/м3; определяется по пункту 3;
* Температура 273 К и давление 101,3 кПа.
Vcг - объем сухих дымовых газов, образующихся при полном сгорании 1 кг (1 м3) топлива, при = 1,4, м3/кг топлива (м3/м3 топлива).
Bp - расчетный расход топлива, определяется по пункту 5; при определении выбросов в граммах в секунду Вр берется в т/ч (тыс. м3/ч), при определении выбросов в тоннах в год Вр берется в т/год (тыс. м3/год);
kn - коэффициент пересчета;
при определении выбросов в граммах в секунду kn = 0,278 10-3;
при определении выбросов в тоннах kn =10-6.

(2)
где - коэффициент избытка воздуха в месте отбора пробы.
* Измерение концентрации загрязняющих веществ регламентируется соответствующими положениями отраслевых методических документов по инвентаризации (нормированию, контролю) выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.
При использовании приборов, измеряющих объемную концентрацию Ij загрязняющего вещества j, массовая концентрация рассчитывается по соотношению
(3)
где Ij - измеренная объемная концентрация при коэффициенте избытка воздуха , ррm*;
j - удельная масса загрязняющего вещества, кг/м3.
* 1 ppm = 1 см3/м3 =1 см3/м3 = 0,0001 % об.
Для основных газообразных загрязняющих веществ, содержащихся в выбрасываемых в атмосферу дымовых газах котельных установок (оксидов азота в пересчете на NO2, оксида углерода и диоксида серы), значения удельной массы составляют:
NO2=2,05кг/м3
CO = 1,25 кг/м3 (4)
SO2= 2,86 кг/м3
Коэффициент избытка воздуха с достаточной степенью точности определяется по приближенной кислородной формуле
(5)
где О2 - измеренная концентрация кислорода в месте отбора пробы дымовых газов, %.
При расчете максимальных выбросов загрязняющего вещества в граммах в секунду берутся максимальные значения массовой концентрации этого вещества при наибольшей тепловой электрической нагрузке за отчетный период.
При определении валовых выбросов в тоннах за длительный промежуток времени необходимо использовать среднее значение массовой концентрации загрязняющего вещества за этот промежуток. Среднее значение массовой концентрации рассчитывается по средней за рассматриваемый промежуток времени нагрузке котла. При этом используются заранее построенные зависимости концентраций загрязняющих веществ от нагрузки котла. Построение указанных зависимостей проводится не менее чем по трем точкам - при минимальной, средней и максимальной нагрузках.

(6)
где В - полный расход топлива на котел, т/ч (тыс. нм3/ч) или т/год (тыс. м3/год);
q4 - потери тепла от механической неполноты сгорания топлива, %.
Значение В определяется по показаниям прибора или по обратному тепловому балансу (при проведении испытаний котла).

При недостатке информации о составе сжигаемого топлива объем сухих дымовых газов рассчитывается по приближенной формуле:
Vсг =  (7)
где – теплота сгорания топлива, МДж/кг (МДж/м3);
К - коэффициент, учитывающий характер топлива и равный:
для газа................................................ 0,345
для мазута......................................... 0,355
для каменных углей........................ 0,365
для бурых углей................................. 0,375

(8)
На рисунках 1-3 (согласно приложений 3 к настоящей Методики) приведены номограммы, которые позволяют графически оценить выбросы в г/с в атмосферу газообразных загрязняющих веществ. В формулах, соответствующих номограммам, вместо kn подставлено его значение, равное 0,278·10-3.

Для паровых котлов паропроизводительностью 30-75 т/ч и водогрейных котлов тепловой мощностью 35-58 МВт (30-50 Гкал/ч) используется следующий расчетный метод.
Суммарное количество оксидов азота MNO2 в пересчете на NO2 в г/с (т/год и т.д.), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами котла при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива, рассчитывается по соотношению
(9)
где В - расход условного топлива, т усл. топл./ч (т усл. топл./год);
KNO2 - коэффициент характеризующий выход оксидов азота, определяется по пункту 7, кг/т усл. топл.;
q4 - потери тепла от механической неполноты сгорания топлива, %;
1 - коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого топлива, определяется по подпункту 2) пункта 7;
2 - коэффициент, учитывающий конструкцию горелок и равный:
для вихревых горелок ..................................... 1,0
для прямоточных горелок 0,85;
3- коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления и равный:
при твердом шлакоудалении 1,0
при жидком шлакоудалении 1,6;
1 - коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов на выход оксидов азота в зависимости от условий подачи их в топку, определяется по пункту по подпункту 3) пункта 7;
2 - коэффициент, характеризующий уменьшение выбросов оксидов азота (при двухступенчатом сжигании) при подаче части воздуха помимо основных горелок при условии сохранения общего избытка воздуха за котлом, определяется по рисунку 1 согласно приложений 6 к настоящей Методики;
r - степень рециркуляции дымовых тазов, %;
NO2 - доля оксидов азота, улавливаемых в азотоочистной установке;
0, 1- длительность работы азотоочистной установки и котла, ч/год,
kn - коэффициент пересчета, при расчете валовых выбросов в граммах в секунду kn = 0,278·10-3; при расчете выбросов в тоннах kn = 10-6.

для паровых котлов паропроизводительностью от 30 до 75 т/ч
(10)
где Dн и Dф - номинальная и фактическая паропроизводительность котла соответственно, т/ч;
для водогрейньгх котлов производительностью от 125 до 210 ГДж/ч (30 - 50 Гкал/ч)
(11)
где Qф и Qн- номинальная и фактическая тепловая производительность котла соответственно, ГДж/ч;
Примечание. В случае сжигания твердого топлива в формулы (10) -(11) вместо Dф и Qф подставляются Dн и Qн

при r < 1,25 1= 0,178 + 0,47 , (12)
при r>1:25 1 = (0,178 + 0,4 7)aI/1,25 (13)
где - содержание азота в топливе, % на горючую массу.
При сжигании жидкого и газообразного топлива значения коэффициента 1 принимаются по таблице 1 согласно приложений 1 к настоящей Методике.
При одновременном сжигании двух видов топлива и расходе одного из них более 90% значение коэффициента 1 следует принимать по основному виду топлива. В остальных случаях коэффициент 1 определяют как средневзвешенное значение по топливу. Для двух видов топлива
(14)
где - соответственно коэффициент и расходы топлива каждого вида на котел.

при сжигании газа и мазута и вводе газов рециркуляции в подтопки (при расположении горелок на вертикальных экранах)..................................................0.0025,
через шлицы под горелками...............………………….... 0,015,
по наружному каналу горелок.................………………… 0,025,
в воздушное дутье и рассечку двух воздушных потоков.0,035;
при высокотемпературном сжигании твердого топлива и вводе газов рециркуляции в первичную аэросмесь....................... 0,010,
во вторичный воздух................................ 0,005;
при низкотемпературном сжигании твердого топлива 1 = 0.
При нагрузке меньше номинальной коэффициент 1 умножают на коэффициент f, определяемый по соотношению
(15)
Формула (15) справедлива при выполнении условия 0,5<Dф/Dn<1

Суммарное количество оксидов азота МNOx в пересчете на NO2, поступающих в атмосферу с отработавшими газами газотурбинных установок, г/с или т/год, вычисляют по соотношению
MNOx = cNOx*Vсг*B*kп (16)
где СNOx - концентрация оксидов азота в отработавших газах в пересчете на NO2, мг/м3;
Vcг. - объем сухих дымовых газов за турбиной, м3/кг топлива (м3/м3 топлива), вычисляемый по формуле
(17)
где Vг0- теоретический объем газов, м3 /кг топл. (м3 /м3 топлива);
V0 - теоретически необходимый объем воздуха, м3/кг топл. (м3/м3 топл.),
сг - коэффициент избытка воздуха в отработавших газах за турбиной;
V0H2О - теоретический объем водяных паров, м3 /кг топл. (м3/м3 топл.),
В - расход топлива в камере сгорания, т/ч (тыс. нм3/ч) или т/год (тыс. нм3/год); при определении выбросов в граммах в секунду В берется в т/ч (тыс. нм3/ч), при определении выбросов в тоннах В берется а т/год (тыс. нм3/год);
kп - коэффициент пересчета; при определении выбросов в г/с kп = 0,278*10-3; при определении выбросов в т/год kп = 10.
В таблице 2 согласно приложений 1 к настоящей Методике приведены концентрации оксидов азота cNOх (в пересчете на NО2) и отработавших газах ГТУ на номинальных режимах для некоторых действующих установок.
При использовании в энергетических ГТУ высокофорсированных камер сгорания с последовательным вводом воздуха в зону горения и микрофакельных камер сгорания с подачей всего воздуха через фронтовое устройство концентрация оксидов азота cNOx в мг/м3 приближенно вычисляется по формуле
cNOx = krkp*103 (18)
где - коэффициент, зависящий от вида топлива и равный:
для высокофорсированных камер сгорания при сжигании:
природного газа- 1,8;
газотурбинного и дизельного топлив - 2,4;
для микрофакельных камер сгорания при сжигании:
природного газа - 6,2;
газотурбинного и дизельного топлива - 7,7.
kr - коэффициент, отражающий влияние температуры газов перед турбиной (Тгт) на образование NОх. Зависимости kr, от Тгт для камер сгорания обоих типов представлены на рисунках 2 и 3 (согласно приложений 6 к настоящей Методики).
kр - коэффициент, отражающий зависимость концентрации оксидов азота от давления в камере сгорания,
(19)
где рd - давление в камере сгорания, МПа.
Для высокофорсированных камер сгорания формула (18) применима для режимов, близких к рабочему, а для микрофакельных - в широком диапазоне изменения режимных параметров:
от= 3 - 8;
Твозд = 200 -350оС.
Эффективным способом снижения концентрации оксидов азота в уходящих газах энергетических ГТУ без коренного изменения конструкции камеры сгорания является впрыск воды или пара в зону горения.
Снижение концентрации оксидов азота при подаче влаги в зону трения можно оценить по формуле
(20)
где cnNO2 и cсухNO2 - концентрации оксидов азота соответственно при подаче влаги и без нее, мг/м3;
kвл - коэффициент, учитывающий влияние расхода влаги, определяемый по рисунку 4 (согласно приложений 6 к настоящей Методики) в зависимости от отношения количества вводимой влаги Gвл к расходу топлива В. Для сравнения концентрации NOx в продуктах сгорания различных ГТУ по дебетующим отечественным и зарубежным нормативно-техническим документам ее значение приводят к содержанию кислорода О2 = 15% по формуле:
(21)
где сnNO2 и cNO2 - приведенная и действительная концентрации оксидов азота, мг/м3,
O2 - фактическое значение концентрации кислорода в продуктах сгорания ГТУ, %
В связи с установленными раздельными ПДК на оксид и диоксид азота и с учетом трансформации оксидов азота суммарные выбросы окислов азота разделяются на составляющие, расчет которых проводится согласно пункту 6 данной методики.

MSO2 = 0,02 B Sp (1- 'SO2)(1 - ''SO2)(1- eSO2*nc/nk) (22)
где В - расход натурального топлива за рассматриваемый период, г/с (т),
Sp - содержание серы в топливе на рабочую массу, %;
'SO2 - доля оксидов серы, связываемых летучей золой в котле.
''SO2 - доля оксидов серы, улавливаемых в мокром золоуловителе попутно с улавливанием твердых частиц;
eSO2 - доля оксидов серы, улавливаемых в сероулавливающей установке;
nc, nk - длительность работы сероулавливающей установки и котла соответственно, ч/год.
Ориентировочные значения eSO2 при факельном сжигании различных видов топлива приведены в таблице 3 согласно приложений 1 к настоящей Методике:
Доля оксидов серы (eSO2), улавливаемых в сухих золоуловителях (электрофильтрах, батарейных циклонах), принимается равной нулю. В мокрых золоуловителях МС и MB эта доля зависит от общей щелочности орошающей воды и от приведенной сернистости топлива Snp.
(23)
При принятых на тепловых электростанциях удельных расходах воды на орошение золоуловителей 0,1-0,15 дм3/м3 eSO2 определяется по рисунку 5 согласно приложений 6 к настоящей Методики.
При совместном сжигании топлива различных видов выбросы оксидов серы рассчитываются отдельно для топлива каждого вида и результаты суммируются.
Примечание. - При разработке нормативов предельно допустимых и временно согласованных выбросов (ПДВ, BCВ) следует применять балансово-расчетный метод, позволяющий более точно учесть выбросы диоксида серы. Это связано с тем, что сера распределена в топливе неравномерно. При определении максимальных выбросов в г/с используются максимальные значения S' за прошедший год. При определении валовых выбросов в т/год используются среднегодовые значения S'.

Концентрацию оксида углерода в дымовых газах расчетным путем определи невозможно. Расчет выбросов СО следует выполнять по данным инструментальных замеров в соответствии c пункту 2 данного руководящего документа.

Максимальный выброс твердых частиц Мтв (г/с) поступающих в атмосферу с дымовыми газами, определяется по соотношению
Mтв = сэксп  (24)
где сэксп - замеренная массовая концентрация твердых частиц в дымовых газах при работе котла на максимальной нагрузке, г/м3;
- реальный объем дымовых газов, замеренный в том же сечении газохода или рассчитанный по составу топлива при рабочих условиях и работе котла на максимальной нагрузке, м3/с.
При совместном сжигании топлив разных видов расчет максимальных выбросов твердых частиц (г/с) проводится по данным инструментальных замеров, сделанных при работе котла на максимальной нагрузке и максимальной доле (по теплу) наиболее зольного вида топлива.
Валовые выбросы твердых частиц (т) за отчетный период следует определять расчетным методом.

(25)
или
(26)
где В - расход натурального топлива, г/с (т/год),
Ар - зольность топлива на рабочую массу,
Гун - содержание горючих в уносе, %;
аун - доля золы, уносимой газами из котла (доля золы топлива в уносе);
3 - доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителях, с учетом залповых выбросов;
q4 - потери тепла от механической неполноты сгорания топлива, %;
- низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг;
32,68 - теплота сгорания углерода, МДж/кг.

М3 =0,01·B·аун·Aр(l-3) (27)

3) Количество твердых частиц (Мк) в г/с (т/год), образующихся в топке в результате механического недожога топлива и выбрасываемых в атмосферу в виде коксовых остатков при сжигании твердого топлива, определяют по формуле:
Мк = Мтв -Мз (28)
Примечание. - При определении максимальных выбросов в г/с используются максимальные значения Ар за прошедший год. При определении валовых выбросов в т используются среднегодовые значения Ар.
12 Расчет выбросов мазутной золы в пересчете на ванадий
Мазутная зола представляет собой сложную смесь, состоящую в основном из оксидов металлов. Биологическое ее воздействие на окружающую среду рассматривается как воздействие единого целого. В качестве контролирующего показателя принят ванадий, по содержанию которого в золе установлен санитарно-гигиенический норматив (ПДК).
Суммарное количество мазутной золы (Ммз) в пересчете на ванадий, в г/с или т/год, поступающей в атмосферу с дымовыми газами котла при сжигании мазута, вычисляют по формуле (в расчете не учитывается влияние сероулавливающих установок):
(29)
где Gv - количество ванадия, находящегося в 1 т мазута, г/т.
Gv в г/т определяется одним из двух способов:
по результатам химического анализа мазута:
Gv= av 10 (30)
где av - фактическое содержание элемента ванадия в мазуте,%;
104 - коэффициент пересчета;
по приближенной формуле (при отсутствии данных химического анализа):
Gv=2222Aр, (31)
где 2222 - эмпирический коэффициент;
Ар - содержание золы в мазуте на рабочую массу, %.
В - расход натурального топлива; при определении выбросов в г/с В берется в т/ч; при определении выбросов в т В берется в т/год;
ос - доля ванадия, оседающего с твердыми частицами на поверхности нагрева мазутных, котлов, которую принимают равной:
0,07 - для котлов с промпароперегревателями, очистка поверхностей которых производится в остановленном состоянии;
0,05 - для котлов без промпароперегревателей при тех же условиях очистки.
- степень очистки дымовых газов от мазутной золы в золоулавливающих установках, % ;
kп - коэффициент пересчета;
при определении выбросов в г/с kп = 0,278 *10-3;
при определении выбросов в т kп = 10.
При­ло­же­ние 1
к Ме­то­ди­ке опре­де­ле­ния
вы­бро­сов за­гряз­ня­ю­щих
ве­ществ в ат­мо­сфе­ру
для теп­ло­вых
элек­тро­стан­ций и
ко­тель­ных
Таблица коэффициентов и ориентировочных значений
Таблица 1
Ко­эф­фи­ци­ент из­быт­ка воз­ду­ха в то­поч­ной ка­ме­ре r
1
> 1,05
1,0
1,05 - 1,03
0,9
<1,03
0,7.1
Таблица 2
Тип ГТУ
Тип ка­ме­ры
Вид топ­ли­ва
Ко­эф­фи­ци­ент
Со­дер­жа­ние кис­ло­ро­да в про­дук­тах сго­ра­ния, %
Кон­цен­тра­ция ок­си­дов азо­та
без со­вер­шен­ство­ва­ния кон­струк­ций ка­мер сго­ра­ния
с из­ме­не­ни­ем кон­струк­ции
ГТ-100-750 ЛМЗ
ре­ги­стро­вая, блоч­ная
га­зо­тур­бин­ное
4,1
15,9
275
ГТ-35-770 ХТЗ
ре­ги­стро­вая, вы­нос­ная
газ, га­зо­тур­бин­ное
4,6 4,7
16,4 16,5
225 200
ГТ-25-770-11 ЛМЗ
ре­ги­стро­вая, вы­нос­ная
газ
5,5
17,0
135
ГТТ-12
вы­со­ко­фор­си­ро­ван­ная, блоч­ная
ди­зель­ное
5,1
16,9
190
ГТН-25 НЗЛ
мик­роф­а­кель­ная, коль­це­вая
газ
4,1
15,9
85
ГТЭ-150ЛМЗ
вы­со­ко­фор­си­ро­ван­ная, блоч­ная
газ, га­зо­тур­бин­ное
3,5
3,5
15,0
15,0
220
270
150
210
1ТЭ-
15 ХТЗ
ре­ги­стро­вая, коль­це­вая
газ, ди­зель­ное га­зо­тур­бин­ное
4,0 15,8
4,0 15,8
220
240
100
150
Таблица 3
Ориентировочные значения eSO2 при факельном сжигании различных видов топлива
Топ­ли­во
eSO2
торф
0,15
слан­цы
0,5
эки­ба­стуз­ский уголь
0,02
для то­пок с твер­дым шла­ко­уда­ле­ни­ем
0,5
для то­пок с жид­ким шла­ко­уда­ле­ни­ем
0,2
ма­зут
0,02
газ
0
При­ло­же­ние 2
к Ме­то­ди­ке опре­де­ле­ния
вы­бро­сов за­гряз­ня­ю­щих
ве­ществ в ат­мо­сфе­ру
для теп­ло­вых
элек­тро­стан­ций и
ко­тель­ных (спра­воч­ное)
Расчет объема сухих дымовых газов

(A1)
где - соответственно, объем воздуха, дымовых газов и водяных паров при стехиометрическом сжигании одного килограмма () топлива, м3/кг (м3/м3).

(A2)
(A3)
(A4)
где - соответственно содержание углерода, серы (органической и колчеданной), водорода, кислорода и азота в рабочей массе топлива, %
Wр - влажность рабочей массы топлива, %.

3. Для газообразного топлива расчет выполняется по формулам
(A5)
(A6)
(A7)
где CO, CO2, H2, H2S, CmHn, N2,O2 - соответственно, содержание оксида углерода, диоксида углерода, водорода, сероводорода, углеводородов, азота и кислорода в исходном топливе, %;
m, n- число атомов углерода и водорода, соответственно;
dг тл - влагосодержание газообразного топлива, отнесенное к сухого газа, г/м3.
При­ло­же­ние 3
к Ме­то­ди­ке опре­де­ле­ния
вы­бро­сов за­гряз­ня­ю­щих
ве­ществ в ат­мо­сфе­ру
для теп­ло­вых
элек­тро­стан­ций и
ко­тель­ных
Рисунок 1 - Оценка выбросов NОx (номограмма)
Рисунок 2 - Оценка выбросов SO2 (номограмма)
Рисунок 3 - Оценка выбросов СО (номограмма)
При­ло­же­ние 4
к Ме­то­ди­ке опре­де­ле­ния
вы­бро­сов за­гряз­ня­ю­щих
ве­ществ в ат­мо­сфе­ру
для теп­ло­вых
элек­тро­стан­ций и
ко­тель­ных
Пример расчета выбросов (г/с) вредных веществ для котла
ККЗ-320-140ГМ при сжигании сернистого мазута
Рас­пе­тый па­ра­метр
Обо­зна­че­ние
Раз­мер­ность
Чис­лен­ное зна­че­ние
Рас­ход ма­зу­та
В
т/ч
21
Объ­ем су­хих ды­мо­вых га­зов (рас­чет во нор­ма­тив­но­му ме­то­ду «Теп­ло­вой рас­чет ко­тель­ных аг­ре­га­тов»)
Vсг
м3/кг
13,91
Теп­ло­та сго­ра­ния ма­зу­та
Qj
МДж/кг
39,0
Из­ме­рен­ный со­став ды­мо­вых га­зов за ды­мо­со­сом:
кис­ло­род
О2
Н
7,6
ок­си­ды азо­та
Inоx
ррт
196
ок­сид уг­ле­ро­да
IСО
ррт
57
ди­ок­сид се­ры
ISO2
ррт
1125
Мас­со­вые кон­цен­тра­ции:
ок­си­ды азо­та
cNOx
мг/м3
450
ок­сид уг­ле­ро­да
cСО
мг/м3
80
ди­ок­сид се­ры
cSO2
мг/м3
3600
Вы­бро­сы (г/с) за­гряз­ня­ю­щих ве­ществ:
ок­си­ды азо­та в том чис­ле
MnOx
г/с
36,5
ди­ок­сид азо­та
MNO2
г/с
29,2
ок­сид азо­та
МNO
г/с
4,75
ок­сид уг­ле­ро­да
MCO
г/с
6,5
ди­ок­сид се­ры
MSО2
г/с
292,3
При­ло­же­ние 5
к Ме­то­ди­ке опре­де­ле­ния
вы­бро­сов за­гряз­ня­ю­щих
ве­ществ в ат­мо­сфе­ру
для теп­ло­вых
элек­тро­стан­ций и
ко­тель­ных
Пример расчета максимальных (г/с) и валовых (т/год) выбросов оксидов азота при совместном сжигании газа и угля
Исходные данные
Тип кот­ла
ТП-87
Мак­си­маль­ная на­груз­ка, т/ч
420
Сред­няя на­груз­ка в те­че­ние го­да, т/ч
370
Сжи­га­е­мое топ­ли­во
При­род­ный газ, уголь,
Сорт уг­ля
Куз­нец­кий то­щий
Мак­си­маль­ная до­ля по теп­лу уг­ля при мак­си­маль­ной на­груз­ке
0,2
Сред­няя в те­че­ние го­да до­ля уг­ля по теп­лу
0,08
Рас­ход услов­но­го топ­ли­ва при мак­си­маль­ной на­груз­ке, т усл. топл./ч
40
Сред­няя в те­че­ние го­да на­груз­ка кот­ла, т/ч
370
Рас­ход услов­но­го топ­ли­ва при сред­ней на­груз­ке, т усл. топл./ч
35,5
Го­до­вой рас­ход топ­ли­ва на ко­тел, т усл. топл.
213000
Расчет ведется по формуле (1); при этом расход топлива Вр берется в т усл. топл./ч (для определения максимальных выбросов) и в т усл. топл. (для определения валовых выбросов).
Экспериментальные зависимости сNОх= f(D) для случаев сжигания угля и газа представлены на рисунках 1-2.
По этим рисункам определяются концентрации NOx при максимальной и средней нагрузках (штриховые линии) при сжигании угля и газа:
сmах1 = 1430 мг/м3: сср1 = 1190 мг/м3
сmах2=290 мг/м3; сср2= 208 мг/м3
Максимальная концентрация NОх при сжигании смеси топлива рассчитывается по формуле:
= 0,2 * 1430 + 0,8 * 290 = 518 мг/ м3
Средняя концентрация NOx при сжигании смеси топлива:
Объем сухих дымовых газов при совместном сжигании и максимальной нагрузке котла рассчитывается Vсг = Vсг1* max+ Vсг2(1- max) на условное топливо; при этом объемы сухих дымовых газов для угля и природного газа (также на условное топливо) определяются по пункту 5 настоящей Методики:
Vcг1 = 0,365 * 29,33 = 10,705 м3/кг усл. топл.
Vcг2 = 0,345 * 29,33 = 10,119 м3/кг усл. топл.
Vсг = 0,2*10,705 + 0,8 * 10,119 = 10,236 м3/кг усл. топл.
Объем сухих дымовых газов при совместном сжигании и средней нагрузке котла рассчитывается Vсг = Vсг1* + Vсг2(1- ) на условное топливо; при этом объемы сухих дымовых газов для угля и природного газа остаются теми же, что и в предыдущем случае. Поэтому
Vcг = 0,08 * 10,705 + 0,92 * 10,119 = 10,166 м3/кг усл. топл.
Максимальные выбросы Mnoх определяются по соотношению
Mnoх.= 518 * 10,236 * 40 * 0,278-10-3 = 58,96 г/с
Валовые выбросы Mnoх определяются по соотношению
Mnoх = 287 * 10,166 * 213000 - 10-6 = 621,5 т.
Рисунок 1 - Зависимость концентрации оксидов азота от нагрузки котла при сжигании угля
Рисунок .2 - Зависимость концентрации оксидов азота от нагрузки котла при сжигании газа
При­ло­же­ние 6
к Ме­то­ди­ке опре­де­ле­ния
вы­бро­сов за­гряз­ня­ю­щих
ве­ществ в ат­мо­сфе­ру
для теп­ло­вых
элек­тро­стан­ций и
ко­тель­ных
Рисунок 1 - Значение коэффициента 2 в зависимости от доли воздуха, подаваемого помимо основных горелок
Рисунок 2 - Зависимость коэффициента km от температуры газов перед турбиной для высокофорсированных камер сгорания
Рисунок 3 - Зависимость коэффициента km от температуры газов перед турбиной для микрофакельных камер сгорания.
Рисунок 4 - Зависимость коэффициента kвл от относительного расхода влаги (пара или воды) в камере сгорания.
Рисунок 5 - Степень улавливания оксидов серы в мокрых золоуловителях в зависимости от приведенной сернистости топлива и щелочности орошающей воды.
При­ло­же­ние № 4
к при­ка­зу Ми­ни­стра
окру­жа­ю­щей сре­ды и
вод­ных ре­сур­сов
Рес­пуб­ли­ки Ка­зах­стан
от 12 июня 2014 го­да
№ 221-Ө
Методика определения валовых выбросов вредных веществ в атмосферу основным технологическим оборудованием предприятий машиностроения

1. Настоящая методика разработана с целью установления единых подходов для определения эмиссий вредных веществ в атмосферу на машиностроительных предприятиях. Их значения используются в качестве исходных данных при определении экологических характеристик технологических процессов и оборудования в их экспертных оценках, расчетах выбросов в ходе инвентаризации, при заполнении форм статистической отчетности, разработке планов мероприятий по сокращению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу как для отдельных предприятий, так и для отрасли в целом.

массовая - масса природного вещества, содержащаяся в единице объема воздуха;
объемная - объем вредного вещества, содержащийся в единице объемах анализируемого газа;

3) предельно допустимая концентрация вредного вещества - максимальная концентрация вредного вещества в атмосфере, отнесенная к определенному времени осреднения, которая при периодическом воздействии или на протяжении всей жизни человека не оказывает на него вредного воздействия, включая отдаленные последствия, равно как и на окружающую среду в целом;

8) неорганизованный источник выбросов вредных веществ - источник выбросов, от которого вредные вещества, не проходя устройств, дополнительно задающих скорость и место выброса, поступают непосредственно в атмосферу, если источник находится вне помещения, или через оконные или дверные проемы помещении, не оборудованные системой вентиляции (такими источниками могут быть как собственно технологические процессы, операции, оборудование, места хранения сыпучих и жидких веществ, так и нарушения герметичности оборудования, снабженного системой газоотводов и нарушения самих газоотводов;

10) удельный выброс вредного вещества - определенная расчетным или инструментальным методом, величина массы вредного вещества, выделяющегося в ходе технологического процесса (при переработке единичного количества сырья или полупродукта; при перемещении единицы массы топлива; при производстве единицы энергии) за единицу времени работы единицы оборудования; при производстве или обработке единицы продукции;

17) источник образования и выделения вредных веществ в атмосферу - технологическое оборудование (установка, агрегат, станок, машина, устройство и др.) или технологический процесс, операция (загрузка, выгрузка сыпучих материалов, перевалы отходов, переливы летучих веществ и др.), образующие и выделяющие вредные вещества в ходе производственного цикла;

Вредные вещества, выделяющиеся при производстве продукции на предприятиях машиностроения многообразны. Это связано как с уровнем технологии и культуры работы на данном предприятии, так и с номенклатурой используемых им технологического оборудования и исходных материалов в процессах основного и вспомогательного производств.
К основным источникам загрязнения атмосферы на предприятиях отрасли относятся технологическое оборудование литейных цехов; участков и цехов нанесения лакокрасочных, химических и электрохимических покрытий; энергетических установок; термических и кузнечных цехов, цехов и участков механической обработка материалов, сварки я резки металлов, обработки неметаллических материалов, испытания двигателей и т.д.
В отходящих газах и аспирационном воздухе местных отсосов содержатся: различные пыли минерального и органического происхождения, оксиды черных, цветных и редких металлов, их сплавов; оксиды и соединения углерода, серы, азота; пары и туманы кислот, щелочей, органических веществ и их соединений, аэрозоли масел и эмульсий. Многие из них весьма токсичны и могут нанести значительный вред здоровью людей, работающих на данном предприятии и проживающих вблизи него.

5. Состав и количественные характеристики удельных выбросов вредных веществ при производственных операциях основного и вспомогательного технологических циклов приведены в разделе 2. Кроме этих основных технологий на заводе могут быть и другие источники выделений вредных веществ, присущие только данному предприятию и не имеющие массового характера.

6. Выделение вредных веществ в атмосферу происходит в момент работы технологического оборудования, поэтому определение валового выброса связано для действующего предприятия с фактическим фондом времени работы оборудования, а для проектируемого объекта с планируемом эффективным фондом времени, принимаемым по действующим в отрасли нормативам.

Определение объемного расхода загрязненного воздушного потока, отводимого от технологического оборудования, и содержания в нем вредных компонентов осуществляется в соответствии с унифицированными методиками, утвержденными Казгидрометом.
Указанные методики содержат варианты условий их применения, каждый из которых определяется отраслью с учетом особенностей своих производств.

8. Выбор точек для отбора проб газов или вентиляционного воздуха, их число и место расположения определяется, исходя из условия получения полной и достоверной информации о количестве вредных веществ, отходящих от технологических агрегатов и установок. При этом предпочтение в первоочередности измерений отдается тем веществам, которые наиболее опасны по степени воздействия по организм человека.

Для определения выбросов вредных веществ измерение параметров загрязненных потоков должно быть распределено во времени и отражать все стадии производственного цикла технологического оборудования или процессов - источников загрязнения атмосферы. Выбросы рассчитываются по величинам среднесуточных параметров: концентрации и объемного расхода.

10. Измерения концентраций вредных веществ в промышленных выбросах производятся при фактическом режиме загрузки технологического оборудования, стабильной номенклатуре перерабатываемого сырья и полуфабрикатов, отлаженной работы вентиляционных установок и эффективной работе газоочистных и пылеулавливающих установок. Все эти параметры должна регистрироваться в рабочих журналах.

11. Для технологического оборудования (агрегатов, станков и др.), работающего с нестабильными во времени выбросами вредных веществ в результате изменяющейся загрузки, с вариациями качества сырья, полуфабрикатов и т.д., измерение концентрации вредных веществ и других параметров потока выполняется для максимальных, минимальных и превалирующих значении этих отклонений. Величина отклонений в режиме работы оборудования, качества сырья и полуфабрикатов, технологии - изготовления продукции и т.п.. устанавливается по оперативным журналам работы оборудовании и учета расхода сырья и материалов.
При стабильности этих отклонений измерения выполняются при фактическом режиме работы технологического оборудования.
И в этом и в другом случаях измерение концентрации ведется с отбором пробы как на один фильтр (поглотительный сосуд и т.д.) в течение; всего времени пробоотбора, так и на разные. Время непрерывного отбора пробы составляет 10-30 мин, с интервалом, обеспечивающим попадание процесса пробоотбора в характерные, по интенсивности выделения вредных веществ, стадии производственного цикла, но не реже, чем раз в два часа.
Средняя суточная концентрация вредного вещества при этом рассчитывается как средняя арифметическая величина по выражению:
(2.1.)
где С1, С2, …, Сn - отдельные измерении величин концентрации г/м3, мг/м3;
n - число измерений.

12. Для технологического оборудования и процессов, характеризующихся резкими изменениями выбросов вредных веществ и обменных расходов газа в ходе производственного цикла, измерений; концентрации компонентов в потоке отходящего газа или вентиляционного воздуха выполняются на всех стадиях производственного цикла (например, для плавильных агрегатов это периоды розжига завалки шихты, плавки и слива металла и да.). При этом изменения осуществляются путем отбора проб на один фильтр (поглотительный сосуд) в течение всего процесса, так и но разные. Время непрерывного отбора пробы составляет 10-30 мин с интервалами, обеспечивающими представительный отбор проб для каждого периода производственного цикла.
Здесь средняя суточная концентрация вредного вещества рассчитывается как средняя взвешенная величина по выражению:
(2.2.)
где С1, C2, ...Сn, - отдельные измерения величин концентраций, г/м3, мг/м3;
Q1, Q2, …,Qn - объемные расходы газа (воздуха) в период измерения концентрации, м3/ч.

(2.3.)
где  - секундное количество массы вредного вещества при фактическом режиме работы технологического оборудования, г/с;
- объем отходящих газов или вентиляционного воздуха при фактическом режиме работы технологического агрегата, приведенный к нормальным условиям, м3/с.
Аналогичным образом рассчитываются секундные количества вредного вещества в промышленном выбросе.

Истинное значение измеряемой величины, как правило, неизвестно. Поэтому при проведении анализов проводят ряд измерений одной и той же величины. Эта совокупность измерений носит название вариационного ряда, где каждый отдельный результат носит название варианты.
Среднее арифметическое величин, вариационного ряда дает значение среднего значения измеряемого параметра, оно определяется из выражения
(2.4.)
где: Xi ~ независимые друг от друга результаты отдельных измерений;
n - число измерений.
Тогда ошибка измерения определяется как разность между средним арифметическим значением измеряемой величины и результатом конкретного измерения:
(2.5.)
которая носит название абсолютной ошибки. Однако более удобно качество полученных результатов характеризовать не абсолютной ошибкой Хi отношением к среднеарифметическому значению измеряемой величины, которое называют относительной ошибкой, обычно выражаемой в процентах
(2.6.)
Среднее арифметическое всех абсолютных ошибок независимо от их знака называется средней абсолютной ошибкой , а ее отношение к среднему арифметическому вариационного ряда - средней относительной ошибкой.

(2.7.)
При достаточно большом числе измерений п, величина стремится к некоторому постоянному значению G, являющемуся статистическим пределом. Именно этот предел и называют средней квадратичной ошибкой, а ее квадрат - дисперсией результатов измерений. Величину S относят к каждому отдельному измерению. Большой интерес представляет среднее квадратичное отклонение вариационного ряда, его значение Sx и ошибку Gх можно определить по уравнениям:
(2.8.)
(2.9.)
Между средней квадратичной ошибкой G и средней абсолютной ошибкой Хср существует численная зависимость
G = 1,253Хср       (2.10.)

16. Статистическая характеристика, полученная с ограниченного числа измерений, является приближенной. Поэтому она имеет смысл только в том случае, если указаны границы возможной погрешности оценки. Этими границами являются интервалы значений ХХ и X +Х и называемых доверительными интервалами, Истинное значение измеряемой величины находится внутри этого доверительного интервала с выбранной статистической вероятностью Р. Вероятность того, что результаты измерений отличаются от истинного значения на величину, не выходящую за пределы доверительного интервала, носит название доверительной вероятности или коэффициента доверия и ото условие записывается в следующем виде:
(2.11.)
Преимущественное значение для массовых промышленных измерений получили значение , равные 68,3 и 90%,
Для определения границ доверительного интервала следует использовать понятие нормированного отклонения t, находящегося в зависимости от выбранной статистической вероятности Р и числа измерений n. Оно является отклонением того или иного измерения от средней арифметической, отнесенной к средней квадратичной ошибке G, т.е.
(2.12.)
При нормальном (гауссовском) законе распределения вариационного ряда значение t могут колебаться в пределах ±3оС.
Для указанных выше значений доверительной вероятности соответственно будут равны 1 и 1,65.
Тогда верхнюю и нижнею границы доверительных интервалов можно определить соответственно следующим образом:
верхнюю границу
нижнюю границу       (2.13.)
В связи с тем, что при практических измерениях рассеивание значений измеряемой величину достаточно высоко, для сопоставления результатов нужно пользоваться коэффициентом вариации, равным
(2.14.)

Задаваясь требуемыми величинами допустимой ошибки среднего арифметического, нормированного отклонения t и коэффициента вариации для измерения данного параметра можно определить требуемое число измерений по выражению
(2.15)
Причем значение коэффициента вариации должно быть определено для данного метода измерения заранее и при максимально большем числе измерения для каждого из вариационных рядов.
Так, например, для определения запыленности при наиболее распространенных значениях статистических показателей необходимое число измерения представлено в таблице 1 согласно приложению 1 к настоящей Методике.

Каждый результат отдельного измерения прямой и косвенной величины или величины, рассчитанной по этому измерению, представляет, собой приближенное число, точность которого определяется погрешность измерения. Такое число принято записывать таким образом, чтобы ошибка последней цифры не превышала десяти единиц соответствующего разряда. В этом случае все цифры числа, характеризующие результат измерения, кроме последней, будут верными, последняя цифра сомнительной, а все находящиеся за сомнительной - неверными.
При окончательной записи результата измерения все неверные цифры отбрасываются с соблюдением правил округления. В том случае, когда полученное приближенное число входит в расчетную формулу, в нем сохраняется одна неверная цифра, как запасная. Например, если результат измерения равен 1,4573, а ошибка составляет 0,01, то окончательный результат будет записан в виде 1,4640,01, т.е. оставлены две верные цифры и одна сомнительная. Если же этот результат измерения входит в вычисления, то используется число 1,457, где цифра 7 является запасной.
В таблице математических и физических величин в различных справочниках приводятся числа с верными цифрами и одной сомнительной. Здесь за максимальную ошибку округления принимается половина единицы сомнительной цифры.

если первая отбрасываемая цифра больше пяти, то последняя остающаяся цифра увеличивается на единицу;
если отбрасываемая цифра меньше пяти, то последняя остающаяся цифра не изменяется;
если отбрасываемая цифра равна пяти, а последующие цифры
младших разрядов отсутствуют, то сохраняемая четная цифра увеличивается на единицу; в том случае, когда округляемое число представляет собой ошибку, то при отбрасывании пять сохраняемые цифры как четные, так и почетные увеличиваются на единицу;
если округляется целые цифры, то отброшенные заменяются множителем 10, где n - количество отброшенных цифр, например, 56014 = 56.103; при округлении десятичных дробей цифры после за пятой просто отбрасывается без замены их нулями. Нуль в конце десятичной дроби характеризует степень точности, например, 5,48 и 5,480 отличаются друг от друга тем, что они имеют соответственно две и три верных цифры.

при сложении и вычитании все слагаемые округляются до сомнительной цифры, стоящей в самом высшем разряде, а затем производится сложение или вычитание. Это позволяет облегчить процесс сложения (вычитания) без потери точности;
при умножении и делении в получаемом результате должно быть столько значащих цифр, сколько их в одном из чисел с наименьшим числом значащих цифр. При необходимости перед выполнением действий над числами производится их округление;
при возведении в степень и извлечении корня у результата должно быть столько значащих цифр, сколько их было в основании или в числе под корнем;
при логарифмировании в мантиссе получаемого приближенного числа оставляется столько значащих цифр, сколько их в логарифмируемом числе.

Исходными данными для определения массы вредных веществ, выделяющейся от технологического оборудования в данном случае служат удельные показатели образования и выделения вредных компонентов, основанные на экспериментальных и расчетных данных о количестве вредных веществ, выделяемых в ходе технологического процесса или его отдельной операции, приведенного к единице массы получаемой продукции, расходуемого материала или к единице времени работы агрегатов, машин, станков.

22. С помощью величин этих показателей можно выполнить расчеты выбросов, как в целях заполнения норм статистической отчетности, так и для целей инвентаризации (когда не представляется возможность провести ее методами расчета по данным прямых инструментальных измерений или путем расчета материальных балансов процессов), также и для проектирования их на перспективу о учетом возможных реконструкций предприятия и изменения его производственной мощности.
Для этой цели величины удельных показателей выделения вредных веществ приведены в различных единицах измерения, которые используются при расчетах в форме, наиболее удобной для данного технологического оборудования или производственного процесса.
Поэтому ниже предусматривается порядок расчета по группам технологического оборудования и производственных процессов с последующим суммированием одинаковых компонентов по всему предприятию. Удельные показатели представлены величиной усредненной для номинальных режимов работы оборудования, и для учета отличий; конкретных режимов работы и их нестационарности вводятся поправочные коэффициенты по группам оборудования.
Таким образом, за величину удельного показателя образования и выделения вредных компонентов для конкретного технологического агрегата при фактической технологии производственного процесса должно приниматься в виде произведения удельного показателя выделения при номинальных режимах на ряд поправочных коэффициентов, учитывающих его нестационарность,
(3.2.)
где: - удельный показатель выделения вредного компонента для конкретного процесса и оборудования на данном предприятии;
- удельный показатель выделения вредного компонента при номинальных режимах технологического процесса и стационарной работы производственного оборудования;
- произведение поправочных коэффициентов, учитывающих отклонению технологических режимов от номинальных к нестационарность процессов и оборудования.
Значения удельных показателей выделения вредных компонентов при номинальных режимах стационарной работы производственного оборудования приведены в таблицах приложения 2.

23. Плавильные агрегаты. Этот вид оборудования характеризуется стабильными удельными выделениями вредных веществ на единицу массы выплавленного металла (кг/т) и производственным мощностным агрегатом. Поэтому дли целей планирования и определения массы вредных веществ, выделившихся за продолжительный промежуток времени (месяц, год и т.д.), они являются наиболее удобными. Однако при необходимости расчета выделения вредного вещества за короткий промежуток времени удобнее использовать удельные показатели на единицу времени (г/с, кг/с) с введением коэффициентов нестационарности выделении их в процессе плавки.
Используя удельный показатель выделения для данной группы плавильных агрегатов, приведенный к единице массы выплавляемого металла, массу выделившегося каждого из основных компонентов вредных веществ можно определить из следующего соотношения:
, кг       (3.3)
где масса выделения компонента вредных веществ;
- удельный показатель выделения этого компонента на тонну металла, кг/т
р - объем выплавляемого или планируемого к выплавке металла;
Х - индекс компонента вредных веществ (пыль Z, оксид углерода СО, оксиды азота NOx, оксид серы SO2, углеводороды СхРх и др.)
n - число однотипных и одинаковых по производительности плавильных агрегатов.
При расчете выделения вредных веществ по удельному показателю, приведенному к единице времени, расчетная формула будет иметь вид:
, кг       (3.4.)
где удельный показатель выделения компонента Х вредных веществ в единицу времени, г/с;
- время фактической или планируемой работы плавильных агрегатов за данный промежуток времени;
n - по выражению (3.2.)
Суммарная масса вредных веществ по каждому из компонентов для всех плавильных агрегатов предприятия определится их суммированием сначала по однотипным группам плавильных агрегатов, а затем для всех их видов:
для вагранок
(3.5.)
для электродуговых печей
(3.6.)
для индукционных печей
(3.7.)
для других типов плавильных печей
(3.8.)
для всех видов плавильных агрегатов предприятия
(3.9.)
где - суммарное выделение компонента Ч для всех плавильных агрегатов предприятия, кг.
При работе плавильных агрегатов кроме выделений, отводимых системами аспирации (организованные выделения), имеют место неорганизованные выделения за счет неплотностей технологического оборудования и выполнения некоторых операций производственного процесса (например, выпуска расплавленного металла в изложницы и ковши и др.). Их общее количество составляет в среднем до 40 % от массы веществ, выделяемых плавильными агрегатами. Тогда общая масса организованных и неорганизованных выделений (общ.) составит
общ.=1,4      (3.10.)

24. Для участков литейных цехов, где производиться переработка сыпучих материалов (участки складирования и транспортирования), масса выделяемой в ходе технологического процесса пыли ()определяется через удельные показатели, приведенные как к единице времени работающего оборудования, так и к единице массы перерабатываемых материалов. При расчете через удельный показатель, выраженный в кг/ч на единицу работающего оборудования, определение массы выделений производится по формуле 2.3.
В случае использования удельного показателя, выраженного в кг/т перерабатываемых сыпучих материалов, должна быть использована формула 2. Аналогично ведется расчет для участков очистки литья черных и цветных металлов.

В случае применения удельного показателя выделения на единицу массы перерабатываемого материала.
(3.11.)
В случае применения удельного показателя выделения на единицу времени работающего оборудования:
В случае применения удельного показателя выделения на единицу площади зеркала раствора:
, кг (3.12.)
где - удельный показатель выделения, определяемый по таблице приложения 2;
- площадь зеркала раствора.
Т - время фактическое или планируемой роботы технологического оборудования за рассматриваемый промежуток времени;
n - число однотипных единиц технологического оборудования.
Так, например, расчеты по определению валовых выбросов по формуле 3.3 удобно вести для большинства операций сварки, нанесения лакокрасочных покрытий и др.; по формуле 3.4. - для участков резки и механической обработки материалов, по формуле 3.13 - для технологических операции химической обработки поверхностей и нанесения химических и электрохимических покрытий.
При применении удельного показателя выделения на единицу площади зеркала раствора следует помнить, что в этом показателе не только выделения за счет испарения раствора, но и масса их, связанная с реакциями раствора с поверхностью металла, как в самом растворе, так и при погружении и вынимании деталей, так и при переносе их в соседнюю ванну.

(3.14.)
где  - масса неорганизованных выбросов, Общий суммарный выброс всех компонентов
(3.15.)
где х1, у1, …, n1 - твердые и газообразные компоненты вредных веществ в выбросах (пыль, оксид углерода, оксид серы и др.
Из приведенной схемы расчета определяется и количество образующихся вредных веществ по их агрегатному состоянию или другим признакам. Так, например, количество твердых и газообразных веществ определяется по формулам:
, кг       (3.16.)
(3.17.)

Количество вредных веществ, уловленных из общей массы образовавшихся в ходе производственного цикла вредностей, определяется, исходя из оснащенности каждого источника загрязнения аппаратами и установками газоочистки и пылеулавливания по величине показателей эффективности их работы.
Так, для одного источника, группы объединенных или однотипных источников загрязнения атмосферы масса уловленных вредных веществ (У) определяется по выражению
, кг       (4.1)
где  - масса выделившегося компонента X от i -го источника (группы источников загрязнения атмосферы: кг);
, - оснащенность аспирационных и вентиляционных систем, источников загрязнения атмосферы установками и аппаратами газоочистки и пылеулавливания (1000 %-ная оснащенность принимается равной I);
n - эффективность установок и аппаратов газоочистки и пылеулавливания (в относительных единицах).

30. При определении эффективности методами непосредственных измерений используются методики измерения концентрации и параметров потока, упомянутые в разделе 3. В этом случае, эффективность определяется как соотношение концентраций вредного вещества на входе в аппарат (установку) газоочистки и на выходе из него (при подсосах воздуха по тракту газоочистки менее 5 %, т.е.
(4.2.)
где: C1 и С2 - концентрации вредного вещества на входе и выходе из аппарата газоочистки, г/м3 (мг/м3).
Для установок газоочистки и систем пылеулавливания, включающих две и более ступеней очистку суммарная эффективность будет
(4.3.)

По измеренным средним концентрациям вредных веществ в отходящих газах или вентиляционном воздухе, выбрасываемых в атмосферу, рассчитывается фактическая эффективность () очистки при фактических (на момент измерения) загрузках технологического оборудования, показаниях качества используемых материалов и топлива, готовой продукции:
(4.4.)
где - концентрации i - го вредного вещества в промышленном выбросе, отходящих газах и вентиляционном воздухе при фактических режимах работы оборудования соответственно, г/м3;
- фактический объем промышленного выброса отходящих газов или вентиляционного воздуха, приведенный к нормальным условиям, м3/с.
Средние значения эффективности работы газоочистного оборудования определяются по аналогии со средними концентрациями.

, кг       (4.5)
а суммарный улов по всем компонентам (твердым, газообразным, жидким и их суммы)
, кг       (4.6.)

Масса вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу данным источником или группой однотипных источников () определяется как разность между их количеством, выделенным за установленный промежуток времени и уловленным аппаратами и установками газоочистки

, кг       (4.8.)
, кг       (4.9.)

, кг       (4.10.)

36. Для создания нормативной базы, обеспечивающей научно-обоснованное планирование мероприятий по сокращению промышленных выбросов, определение их целесообразности и экономической эффективности, соединение данных об основной деятельности предприятия с его работой по защите окружающей среды нужны объективные оценочные показатели. Такими показателями являются удельные выбросы вредных веществ на единицу продукции.
При­ло­же­ние 1
к Ме­то­ди­ке опре­де­ле­ния
ва­ло­вых вы­бро­сов
вред­ных ве­ществ в
ат­мо­сфе­ру ос­нов­ным
тех­но­ло­ги­че­ским
обо­ру­до­ва­ни­ем
пред­при­я­тий
ма­ши­но­стро­е­ния
Необходимое число измерений (отборов пылевых проб)
Таблица 1
Ха­рак­тер пы­ли
До­пу­сти­мая ошиб­ка, %
Га­ран­тия точ­но­сти, %
Ко­эф­фи­ци­ент ва­ри­а­ции, %
Необ­хо­ди­мое чис­ло из­ме­ре­ний
Гру­бо­дис­перс­ная
10
25
10
25
10
25
10
25
68,3
68,3
90,0
90,0
68,3
68,3
90,0
90,0
25
25
25
25
30
30
30
30
7
1
17
3
9
2
24
4
Тон­ко­дис­перс­ная
10
25
10
25
10
25
10
25
68,3
68,3
90,0
90,0
68,3
68,3
90,0
90,0
50
50
50
50
60
60
60
60
25
4
68
11
36
6
97
16
При­ло­же­ние 2
к Ме­то­ди­ке опре­де­ле­ния
ва­ло­вых вы­бро­сов
вред­ных ве­ществ в
ат­мо­сфе­ру ос­нов­ным
тех­но­ло­ги­че­ским
обо­ру­до­ва­ни­ем пред­при­я­тий
ма­ши­но­стро­е­ния
Удельные показатели выделения вредных веществ основным технологическим оборудованием
Показатели выделения вредных компонентов сгруппированы для основных видов технологического оборудования и процессов по цехам и участкам, а внутри них по технологическим операциям. При этом основное внимание уделяется наиболее крупным для данного цеха (участка) источникам загрязнения воздушного бассейна. Во всех таблицах значения выделении относятся к номинальным режимам ведения технологического процесса.

Литейный цех предприятия включает в свой состав участки: шихтовый, плавильный, смесеприготовительный, стержневой, формовочно-заливочный, очистной. Производство отливок в цехах может быть массовым, крупносерийным, среднесерийным, мелкосерийным и единичным. Этими цехами производятся отливки: особо мелкие, средние, крупные тяжелые и особо тяжелые. Они отличаются в объемные разовые песчаные формы (для чугуна и стали) под давлением, в кокиль и др.
В связи с таким разнообразием в характере производства в литейных цехах особое внимание приобретают особенности работы в них технологического оборудования, являющегося источникам выделения вредных компонентой, стационарности его загрузки и использования, степени изменения стационарности технологических процессов во времени. Это способствует значительным колебаниям масс, выделяющихся вредных компонентов, и должно быть учтено при определении их удельных значений.
Нестационарность загрузки и использования оборудования учитываются в расчетах коэффициента использовании циклов или расчетной производительности (для неавтоматизированного оборудовании), ровного примерно 0,7-0,8 и коэффициента неравномерности, принимаемого по таблице 1 согласно приложению 3 к настоящей Методике, в соответствии с нормами проектирования литейных цехов машиностроительных заводов.

Открытые и закрытые чугунолитейные вагранки на предприятиях отрасли имеют производительность не превышающую 25 т/ч. Значения удельных показателей выделения ими основных вредных компонентов при номинальном режиме плавки чугуна в коксовой вагранке приведены в таблицах 2-3 согласно приложению 3 к настоящей Методике. Из таблицы следует, что выделение вредных компонентов увеличивается с ростом производительности вагранок при примерно постоянных удельных выделениях на тонну выплавляемого металла. Значительное выделение углеводородов объясняется применением загрязненного ими скрапа. Поправочные коэффициенты на отклонение от номинальных режимов процесса и нестационарность даны в таблицах 4, 5 согласно приложению 3 к настоящей Методике.
В процессе выпуска 1 т чугуна в ковши из вагранок в атмосферу цеха выделяются около 125-130 г оксида углерода и 18-22 г графитовой пыли, удаляемых через фонарные проемы или через систему общеобменной вентиляции.
Электродуговые печи плавки стали и чугуна на машиностроительных предприятиях, не превышают емкости 100 т. Выделение ими вредных веществ в ходе технологического процесса зависит от марок выплавляемых сплавов, продувки кислородом и ряда других факторов, причем состав и количество выделяющихся компонентов изменяется в различные периоды плавки. В таблице 6 согласно приложению 3 к настоящей Методике приведены показатели выделения вредных веществ при плавке стали и чугуна и влияние на их количество различных моментов, сопровождающих процесс плавки. При розливе металла в воздух цеха выделяется до 40% вредных веществ, отсасываемых непосредственно от печей.
В таблицах 7 - 8 согласно приложению 3 к настоящей Методике даны поправочные коэффициенты на отклонение массы пыле- и газовыделений при изменениях технологии плавки от процесса, принятого за номинальный (таблица 6) согласно приложению 3 к настоящей Методике, и его нестационарности.
Индукционные тигельные печи для плавки стали (повышенной чистоты) и чугун (промышленном чистоты) характеризуются значительно меньшими пыле и газовыделениями. Их характеристики приведены в таблицах 9-10 согласно приложению 3 к настоящей Методике Динамику пыле- и газообразования в них изучена еще недостаточно для установления поправочных коэффициентов на нестабильность процесса во времени. В таблице 11 согласно приложению 3 к настоящей Методике приведены поправочные коэффициенты для внесения корректив на отклонение значении от пыле- и газовыделений от технологических режимов процессов, принятых за номинальные (таблица 10) согласно приложению 3 к настоящей Методике. При разливе чугуна в формы в атмосферу цеха выделяется оксид углерода, количество которого в зависимости от веса отливок приведено в таблице 12 согласно приложению 3 к настоящей Методике.

Плавка цветных металлов и сплавов на их основе на машиностроительных заводах осуществляется в основном в индукционных тигельных и канальных печах, печах сопротивления и электродуговых. Как правило, их производительность находится в пределах 0,15-2,0 т/ч. Для осуществления процесса получения металлических слитков из лома цветных металлов, a также изготовление сплавов с различными характеристиками применяются разнообразные шихтовые и присадочные материалы. Поэтому в газовых выделениях в процессе плавки присутствуют много различных компонентов.
Кроме возгонов металла и его сплавов, оксидов серы и азота встречаются фтористый водород, аммиак, ионы хлора, графитовая пыль, фтористый кальции, хлористый барий и другие. Количественный состав этих выделений еде недостаточно изучен, в связи с чем отсутствуют данные для установления удельных показателей в зависимости от типоразмеров оборудования, технологии плавок металла. Вместе с тем, количественные характеристики основных компонентов выделений пыли, оксидов азота и серы, оксида углерода сопоставимы с аналогичными выделениями сталеплавильных печей (электродуговых и индукционных). Для приближенных расчетов можно принимать следующие характеристики вредных выделений, представленных в таблице 14 согласно приложению 3 к настоящей Методике.

В литейном производстве используется большая номенклатура материалов в процессе подготовки шихтовых и формовочных материалов. Их обработка и использование приводят к образованию значительных выделений вредных веществ, особенно пыли.

6. При изготовлении песчано-глинистых формовочных и стержневых смесей масса выделяемой пыли в процессах переработки этих материалов приведена в таблице 15 согласно приложению 3 к настоящей Методике Дополнительными вредностями здесь могут быть выделения при сушке стержней и форм в случае применения жидкого или твердого топлива. Их количество определяется, исходя из расхода топлива на процесс сушки (таблица 16) согласно приложению 3 к настоящей Методике.
В состав формовочных смесей для чугунного и стального литья входят в качестве добавок сульфитно-спиртовая барда (до 3% по массе) или связующее СБ (до 5% по массе). При этом происходит выделение в окружающую среду ароматических углеводородов 40-50 г/т смеси в час.
В состав песчано-глинистых форм в настоящее время не вводят олифу, Уайт-спирит и ряд других веществ, заменив их на молотый уголь, жидкое стекло, раствор едкого натра, древесные опилки.
В последние годы из различных составов новых формовочных и стержневых смесей стали шире применяться смеси холодного твердения (ХГС) с синтетическими смолами. В процессах работ с этими смесями происходит выделение различных вредных компонентой, количественный состав которых изучен еще недостаточно.
Процессы литья по выплавляемым моделям, в оболочковые формы, под давлением, в металлические формы (кокиле) являются более современными и высокопроизводительными. Они находят все большее распространение на предприятиях. Однако, с точки зрения выбросов вредных веществ в окружающую среду, при их осуществлении они изучены еще недостаточно, Это не позволяет дать подробные сведения об удельных величинах, характеризующих поступление загрязняющих веществ в атмосферу. Аналогичное положение сохраняется и для производства стержней из жидконаливных самоотверждающихся смесей и смесей холодного твердения, из которых при производстве происходит выделение некоторой доли вредных веществ, содержащихся в их составных частях - хромовый ангидрид, фенол, формальдегид, фурфурол, метанол, цианиды, пары растворителей и др.

7. Извлечение отливок из песчано-глинистых форм и освобождение их от отработанных формовочных смесей производится с помощью выбивающего оборудования и также сопровождается выделениями вредных компонентов в виде пыли, газов и паров. В общем виде на 1 т отлитого металла отсасывается до 12 тыс.м3/ч загрязненного воздуха, содержащего до 30 кг пыли, горелой земли и окалины. В таблице 17 согласно приложению 3 к настоящей Методике приведены средние значения выделения пыли решетками наиболее часто встречающегося типа. При очистке отливок основным вредным компонентом в аспирируемом от технологического оборудования воздухе, является пыль. В таблице 17 согласно приложению 3 к настоящей Методике даются ее удельные выделения при работе основных типов оборудования для разных способов очистки изделии.
Ввиду отсутствия результатов прямых измерений значения удельных выделений вредных веществ в процессах очистки цветного литья их можно принимать по соответствующим данным для стального литья.
В таблицах 17 - 25 согласно приложению 3 к настоящей Методике приводятся имеющиеся сведения о составе и количестве выделяющихся вредных веществ на некоторых участках этих производств.

К основному оборудованию кузнечнопрессовых и термических: цехов относятся нагревательные печи, работающие на газе и мазуте, электротермические печи и ванны, закалочные баки, ковочные и штамповочные машины, это оборудование многообразно по своему конструктивному исполнению и видам получения тепла. Наиболее часто на предприятиях машиностроительного профиля в настоящее время используются различные типы электрических нагревательных печей, однако еще достаточно часто встречаются мазутные и газовые печи. При своей работе они могут выделять такие вредные вещества как пыль, оксид углерода, оксиды серы, азота, цианистый и хлористый водород, аммиак, пары масел и др. Следует отметить, что динамика выделения вредных веществ оборудованием этих цехов изучена недостаточно и полной достоверности не имеет.
При сжигании газа и мазута в топочных устройствах нагревательных печей происходит выделение окиси углерода, серы и азота. В отходящих газах могут также присутствовать пыль и сажа за счет зольности мазута, недорога топлива и загрязненности металла в садке, а также за счет его угара. При правильной организации горения газового топлива присутствие в выбросах оксида углерода и азота должно быть минимальным.
Следует, однако, иметь в виду, что во многих случаях продукты сгорания выбрасываются прямо в цех и отводятся в атмосферу через фонарные проемы; кроме того, в воздух рабочего помещения поступают продукты сгорания загрязнений металла при высадке и при транспортировке нагретых изделий от печи к кузнечно-прессовому оборудованию. Данные о выделениях компонентов вредных веществ электрическими нагревательными печами отсутствуют. Суммарная масса выделений принимается для ориентировочных расчетов равной массе угара металла.
В термических цехах основным, наиболее массовым загрязнителем, кроме продуктов сгорания топлива в нагревательных печах, являются пары масел, пары расплавов солей и щелочей и другие вещества.
Количественные характеристики выделения вредных веществ наиболее распространенный в отрасли источниками термических цехов приведены в таблице 24 согласно приложению 3 к настоящей Методике.
По результатам отдельных измерений ориентировочная концентрация окислов азота при сжигании газа и мазута составляет в промышленных печах около 0,14-1,4 г/м3 продуктов сгорания или 10-20 г/кг топлива при сжигании мазута и 0,04-0,045 г/м3 продуктов сгорания, или 0,5-0,6 г/кг топлива при сжигании природного газа.
Вентиляционный воздух, аспирируемый от оборудования очистки изделий соответствует данным для аналогичного оборудования цехов механической обработки материалов.

Характерной особенностью процессов механической обработки материалов является наличие в аспирируемом от технологического оборудования загрязненном воздухе в основном только твердых частиц (за исключением прессования полимерных материалов). Однако представить здесь удельные показатели выделения вредного вещества на единицу массы обрабатываемого металла не представляется возможным в связи с особенностями процессов обработки материала. Более реально устанавливать эти показатели как массу пыли (или другого вредного вещества), выделяемую в единицу времени на единицу оборудования.
Тогда валовое выделения несложно будет рассчитывать, исходя из нормо-часов работы станочного парка, а их поступление в атмосферу - с учетом эффективности газопылеулавливающего оборудования.
В таблицах 25-27 согласно приложению 3 к настоящей Методике приведены удельные показатели выделения вредных веществ в единицу времени на единицу оборудования для основного технологического оборудования механической обработки металлов.

Количество вредных веществ, образующихся при сварке, наплавке и резке металлов, удобнее всего приводить к расходу сварочных материалов, так как в основной своей массе эти процессы нестабильны во времени. В основу расчета должны быть положены экспериментальные данные, полученные при исследовании состава выбросов, и определенные на этой основе удельные показатели образования вредных веществ.
Количественные характеристики этих удельных показателей для наиболее часто встречающихся технологических процессов и применяемых сварочных материалов приведены в таблицах 28-29 согласно приложению 3 к настоящей Методике.
Однако в процессах резки металла удельные показатели выражаются в граммах на погонный метр длины реза и имеют разные значения в зависимости от толщины разрезаемого металла. Этот показатель весьма неудобен дли практического применения. Удобное пользоваться его видоизмененной формой, выраженной в граммах в час. Удельные показатели выделения вредных веществ при резке металлов даны в таблице 30 согласно приложению 3 к настоящей Методике.
При этом следует иметь в виду, что приведенные в таблицах данные носят ориентировочный характер как вследствие усреднения экспериментальных и расчетных значений удельных выделений, так и в силу многообразия технологических режимов работы основного оборудования. Содержание в выбросах некоторых компонентов (в г на 1 м реза) при резке ряда металлов можно приближенно вычислить по следующим эмпирическим формулам:
оксидов алюминия при плазменной резке сплавов алюминия
(4.1)
оксидов титана при газовой резке титановых сплавов
(4.2.)
оксидов железа при газовой резке легированной стали
(4.3.)
марганца при газовой резке легированной стали
(4.4.)
оксидов хрома при резке высоколегированной стали
(4.5.)
где S - толщина листа металла, мм;
Мn, Cr - процентное содержание марганца и хрома в стали.
Неорганизованные выбросы сварочного аэрозоля через аэрационные фонари составляют 18-22 г на 1 кг расходуемых электродов.

Для нанесения на изделие защитных и декоративных покрытий используют различные шпаклевки, грунтовки, краски, эмали и лаки, составляющие в своем составе пленкообразующую основу (минеральные к органические пигменты, пленкообразователи и наполнители) и растворители или разбавители (в большинстве легколетучие углеводороды ароматического ряда, эфиры и др.). Процесс формирования покрытия на поверхности изделий, как правило, заключается в нанесении лакокрасочного материала и его сушке. При этом происходит выделение аэрозоля краски и паров органических растворителей. На величину этих выделений оказывает влияние ряд факторов: технология окраски, производительность применяемого оборудования, состав лакокрасочного материала и др.
В качестве исходных данных для расчета выделения вредных компонентов в различных способах образования на изделии лакокрасочного, покрытия принимают фактический или плановый расход окрасочного материала, долю содержания растворители в нем, долю компонентов лакокрасочного материала, выделившегося из него в процессах окраски и сушки. Порядок расчета общей массы выделившихся вредных компонентов следующим.
Сначала определяют массы вредных веществ, выделяющихся при нанесении лакокрасочного материала на поверхность:
массу вредных компонентов в виде аэрозоля краски, кг
(5.1)
где: Рк - масса краски, используемая для покрытия, кг;
Sа - доля краски, потерянная в виде аэрозоля, % массу вредных компонентов в виде паров растворителя, кг
(5.2.)
где: Рк - масса краски, используемая для покрытия, кг;
fр - доля летучей части (растворителя) в лакокрасочном материале, %;
- доля растворителя, выделившегося при нанесении покрытия, %.
Массу вредных компонентов, выделившихся в процессе сушки окрашенных изделии, определяют, исходя из условия, что в процессе формирования покрытия происходит практически полный переход легколетучей части лакокрасочного материала (растворителя) в парообразное состояние.
(5.3)
где: Рк и fр - обозначения соответствующие формуле (5.2)
- доля растворителя, выделившаяся при сушке покрытия, %.
При необходимости определить массу паров, поступающих: в местные отсосы, необходимо учитывать тот факт, что определенная их часть, порядка 2-3% (при системе отсоса, работающей в паспортном режиме), через неплотности укрытий транспортирующих трубопроводов и проемов поступает в производственные и удаляется либо через фонарные проемы, либо через системы общеобменной вентиляции.
В таблице 31 согласно приложению 3 к настоящей Методике при приведены сведения о количествах, образующихся аэрозолей краски и поров растворителя в процессах нанесения и сушки лакокрасочного покрытия различными методами, которые должны быть использована при расчетах. При привязке к конкретному типу окрасочного оборудования принимаются значения паспортных или эксплуатационных данных.
Основываясь на данных таблицы 31 согласно приложению 3 к настоящей Методике, несложно определить долю паров растворителей, выделяющихся при сушке окрашенных изделий за период от начала сушки до образования твердого слоя. С учетом времени сушки для определенного сорта лакокрасочного материала мокло определить среднее выделение паров в единицу времени. Аналогично среднее выделение аэрозоля краски в единицу времени можно установить по имеющимся паспортным и эксплуатационным данным о производительности краскораспылителюго оборудования.

Производственные процессы на участках электрохимических покрытий отличаются большим разнообразием не только применяемых реагентов, но и технологией. Это вызывает образование вредных выделений в различных концентрациях и агрегатных состояниях.
Все производство, обеспечивающей нанесение на поверхность изделий электролитического покрытия, можно разделить на три основные группы обработки: механической подготовки поверхности изделий в растворах (травление, обезжиривание, промывка) и нанесение гальванических и химических покрытий. Каждой из этих групп обработки, оснащенной определенным технологическим оборудованием, соответствуют объемы аспирируемого местными отсосами загрязненного воздуха, а также агрегатное состояние, содержащихся в нем вредных компонентов.

Удаление с поверхностей деталей неровностей, царапин, раковин, а также уменьшение шероховатости при получение блестящей поверхности выполняются путем дробеструйной обработки шлифования, полирования, вибрационной обработки и т.п.
Все эти процессы в той или иной мере связаны с образованием и поступлением через местные отсосы в вентиляционные системы пылевых частиц.
В соответствии с нормами проектирования в воздуховодах вентиляционных систем от установок механической очистки должны поддерживать скорость потока не менее 18-20 м/с и обеспечиваться объемный расход порядка 300-350 м3/ч на 1 м3 внутреннего объема камеры. Для шлифовально-полировальных отделений объемные расходы аспирируемого воздуха зависят от диаметра шлифовальных кругов и составляет в среднем 2 м3 воздуха в час и 1 мм диаметра нового круга, скорость движения воздуха в воздуховоде 16-20 м/с.
Удельные выделения вредных веществ от работающего оборудования соответствуют наименьшим значениям выделений аналогичного оборудования, механической обработки материалов.

Химическая подготовка поверхностей изделий заключается в их обезжиривании, травлении, химическом и электрохимическом полировании и активировании. Для этих целой применяют органические растворители, щелочимо, водные, кислотные и эмульсионные моющие растворы.
В качестве органических растворителей применяют уайт-спирит, бензин, и другие углеводороды, а также трихлорэтилен, тетрахлор-этилен, фреон-113 и другие хлорированные углеводороды. В состав травильных растворов входят концентрированные щелочи, кальцинированная сода, фосфаты и поверхностно-активные вещества типа синтамидз-5, синтзнола ДС-Ю, сульфонола НП-3 и др.; серная соляная, азотная и фосфорная кислоты и входящие в них компоненты других веществ.
Обработка поверхностей деталей проводится в специальных ваннах, оборудуемых бортовыми отсосами или расположенными над ними равномерными панелями всасывания.
В таблице 32 согласно приложению 3 к настоящей Методике приведены основные технологические процессы выделения вредных веществ, объемы аспирируемого от них воздуха через применяемые для них отсосы, а также характер и ориентировочное содержание в них вредных компонентов.

Процессы нанесения покрытий на поверхности металлических изделий связаны с протеканием электрохимических и химических реакций (электролитическое осаждение металлов, оксидирование, фосфатирование к др.). Наибольшее распространение в машиностроении, например, нашли покрытия, полученные электролитическим осаждением цинка, меди, никеля, хрома, олова, кадмия и других металлов. В качестве электролитов и растворов для нанесения покрытий используются концентрированные и разбавленные растворы кислоты: серной, соляной, азотной, фосфорной, синильной, хромовой и их солей, сульфаты и хлориды никеля и др. Большое разнообразно способов нанесений покрытий, применяемых при этом химических веществ и соединений используемых, как и чистом виде, так и в составе смесей при разных температурах, обуславливает различие и агрегатном виде и содержания выделяются компонентов. Интенсивность образования этих выделении неодинакова; ряд операций, такие, например, как меднение, оловонирование, оцинкование и кадмирование в сернокислых растворах при температуре менее 50оС не имеет вредных выделений.
В таблице 33 согласно приложению 3 к настоящей Методике приведены удельные показатели выделения вредных веществ от ряда технологических процессов нанесения покрытии на металлические изделия.

16. Участки изготовления деталей из пластмасс
В последние годы для многих предприятий, выпускающих машиностроительную продукцию, характерно изготовление в своих цехах ряда изделий из термо- и реактопластов. Их обработка связана с выделением в атмосферу пылей и некоторых органических веществ. В таблице 34 согласно приложению 3 к настоящей Методике приведены значения интенсивности образования этих компонентов в различных видах обработки пластмасс.
При­ло­же­ние 3
к Ме­то­ди­ке опре­де­ле­ния
ва­ло­вых вы­бро­сов
вред­ных ве­ществ в
ат­мо­сфе­ру ос­нов­ным
тех­но­ло­ги­че­ским
обо­ру­до­ва­ни­ем
пред­при­я­тий
ма­ши­но­стро­е­ния
Таблицы справочных коэффициентов и характеристик технологических процессов
Таблица 1
Обо­ру­до­ва­ние
Ко­эф­фи­ци­ент нерав­но­мер­но­сти
круп­но­се­рий­ное и мас­со­вое
мел­ко­се­рий­ное и сред­не­се­рий­ное
еди­нич­ное и мел­ко­се­рий­ное
Пла­виль­ное
1,1-1,2
1,2-1,3
1,2-1,4
Фор­мо­воч­но-за­лив­ное
1,0
1,0
1,0
Сме­се­при­го­то­ви­тель­ное
1,1-1,2
1,2-1,3
1,2-1,4
Стерж­не­вое
1,05-1,10
1,1-1,2
1,2-1,3
Для суш­ки форм и стерж­ней
-
1,1-1,2
1,2-1,3
Очист­ное
1,1-1,2
1,1-1,2
1,2-1,3
Тер­ми­че­ское
1,05-1,10
1,1-1,2
1,2-1,3
Грун­то­воч­ное
1,05-1,10
1,1-1,2
1,0
Таблица 2
Пыле - и газовыделения при плавке чугуна в открытых вагранках
Про­из­во­ди­те льность ва­гран­ки, т/ч
Рас­чет­ный сред­ний объ­ем об­ра­зу­ю­щих­ся при плав­ке га­зов
Сред­няя мас­са вы­де­ля­ю­щих­ся ве­ществ
пыль
мо­но ок­сид уг­ле­ро­да
ди­ок­сид се­ры
ок­си­ды азо­та
уг­ле­во­до­ро­ды
м3/сек
тыс.м3/т
г/с
кг/т
г/с
кг/т
г/с
кг/т
г/с
кг/т
г/с
кг/т
0,51
1,22
8,30
20,03
87,5
210
0,29
0,70
0,017
0,041
0,071
0,17
0,64
1,15
11,11
19,98
115,5
208
0,38
0,69
0,022
0,040
0,089
0,16
0,76
1,09
13,82
19,93
145,1
209
0,47
0,68
0,029
0,042
0,111
0,16
0,89
1,07
16,73
20,04
170,8
205
0,56
0,67
0,032
0,039
0,125
0,15
1,14
1,03
22,21
19,98
222,2
200
0,74
0,67
0,039
0,035
0,167
0,15
1,44
1,04
27,84
20,02
269,4
194
0,93
0,67
0,057
0,041
0,222
0,16
1,79
1,07
32,53
19,52
330,0
198
1,15
0,69
0,061
0,037
0,267
0,16
2,15
1,10
36,95
18,98
381,1
196
1,28
0,66
0,074
0,038
0,330
0,17
3,00
1,08
52,84
19,01
515,7
186
1,78
0,64
0,097
0,035
0,417
0,15
3,40
1,02
62,41
18,73
626,7
188
2,07
0,62
0,133
0,040
0,500
0,15
4,30
1,03
73,33
17,59
770,8
185
2,42
0,58
0,179
0,043
0,542
0,13
5,69
1,02
102,82
18,50
1016,7
183
3,33
0,60
0,194
0,035
0,778
0,14
7,32
1,05
131,91
18,99
1250,0
180
4,37
0,63
0,264
0,038
0,903
0,13
Номинальный режим: расход кокса 11% от веса металлозавалки; подача воздуха на горелки кокса - 110 м3/м2. Содержание серы в коксе 1,1%; дутье холодное, загрязнения скрапа маслами минимальное (без дожигания СО и без красителя)
Таблица 3
Пыле и газовыделения при плавке чугуна в закрытых коксовых вагранках при номинальном режиме (средние значения)
про­из­во­ди­тель­ность ва­гран­ки, т/ч
Объ­ем­ный рас­ход об­ра­зу­ю­щих­ся га­зов, при­ве­ден­ный к нор­маль­ным усло­ви­ям
Сред­няя мас­са вы­де­ля­ю­щих­ся ве­ществ
пыль
ок­сид уг­ле­ро­да
ди­ок­сид се­ры
ок­си­ды азо­та
уг­ле­во­до­ро­ды
м3/сек
тыс.м3/т
г/с
кг/т
г/с
кг/т
г/с
кг/т
г/с
кг/т
г/с
кг/т
5
1,16
0,87
15,95
11,5
224,0
161
1,59
1,15
0,05
0,034
0,18
0,13
7
1,73
0,89
21,40
11,0
310,0
159
2,20
1,13
0,07
0,033
0,25
0,13
10
2,44
0,88
27,80
10,0
428,0
154
3,07
1,11
0,09
0,032
0,39
0,14
Таблица 4
Поправочные коэффициенты на изменение пыле- и газовыделений вагранками открытого и закрытого типов, в связи с отклонениями технологии производства от номинальных значений стационарного прогресса (2, 3)
Изменение выделений оксида углерода: