Глава 12. испытание и сдача трубопроводов в эксплуатацию

Глава 12. ИСПЫТАНИЕ И СДАЧА ТРУБОПРОВОДОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

§ 1. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

нения дефектов трубопровод или его участок испытывают повторно.

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

§ 2. ИСПЫТАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

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

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

для стальных (включая футерованные пластмассой и эмалью) трубопроводов прн рабочих давлениях до 0,5 МПа, а также для трубопроводов, предназначенных для работы с температурой свыше 400 °С, независимо от давления,— 1,5 Р_ра6, но не менее 0,2 МПа;

для стальных трубопроводов при рабочих давлениях свыше 0,5 МПа — 1,25 Р_рг6, но не менее 0,8 МПа;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

§ 3. ИСПЫТАНИЕ НАРУЖНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ВОДОСНАБЖЕНИЯ И КАНАЛИЗАЦИИ

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

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

То же, с рабочим

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

2 МПа .

Рабочее плюс 0,5, но не менее 1 МПа

давлением более

Рабочее с коэффициентом 1,25

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

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

классов .......

Для асбестоцементных трубопроводов

Рабочее плюс 0,3 МПа

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

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

предварительно на прочность — до засыпки траншеи и установки арматуры;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

§ 4. ИСПЫТАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

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

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

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

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

§ 5. ИСПЫТАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ

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

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

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

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

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

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

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

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

§ 1. НОРМИРОВАНИЕ И ОПЛАТА ТРУДА

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

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

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

Таблица 65. Состав звеиа слесарей-монтажников, чел.

100

200

500

Таблица 66. Нормы времени и расценки на

Изготовление tdv6hhx узлов с . „    „    0,56

одним стыком    ^{10    м}    трубопровода

Добавка на каждый последую- .    0,21

щий стык    стык

0—12,2

1,0

0—58,3

Добавка иа установку аомату- , р_Ы    I    шт.    арматуры

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

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

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

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

изготовление трубных заготовок, ч/руб.-коп.

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

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

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

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

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

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

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

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

4 МПа приведены в табл. 68, 69.

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

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

1,4 — то же, с люлек;

1.15    — с применением электролебедок или вручную;

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

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

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

диаметр труб, мм

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

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

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

5 м/мии).

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

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

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

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

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

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

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

узлов

Наружный диаметр трубопроводов, мм

Затраты

труда

рабочих,

чел.-ч

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

Наружный диаметр трубопроводов, мм

Затраты

труда

рабочих,

чел.-ч

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

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

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

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

873.07    45X2,5

790,32

514,42

437.88

380,92

32X2

57X3

89X3,5

133X4

614,1    76X3.5

471.7    ШХ" 404,95 159X4.5

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

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

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

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

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

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

Обозначение

Обозначение

Наименование

Наименование

Трубопровод

Соединение

трубопроводов

Перекрещивание трубопроводов (без соединений)

4“ -ал-

Трубопровод

гибкий

Трубопровод в трубе (футляре)

Разъемное соединение трубопроводов: общее обозначение

фланцевое

Подвеска:

неподвижная

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

крестовина

т гг

отвод

коллектор,

гребенка

Конец трубопровода с заглушкой: общее обозначение

фланцевое

Компенсауор: общее обозначение

Приложение 2 Условные обозначения на чертежах трубопроводов

Отвод крутоизогнутый:    90,

60°

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

Задвнжка запорная фланцевая с электроприводом Клапан обратный поворотный

То же, подъемный

—th-

ней—

-|А—

чая—

чо«ь-

Наименование

Клапан регулирующий

Обозначение

-Al-

Арматура, устанавливаемая на месте монтажа

Клапан предохранительный фланцевый

А

Конденсатоот-

водчик

Приложение 3

Перечень нормативных документов по монтажу трубопроводов

Газоснабжение. Внутренние устройства Наружные сети и сооружения

СНиП Ш-29-76

Водоснабжение, канализация и теплоснабжение. Наружные сети и сооружения

СНиП III-30-74

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

Технологическое оборудование и технологические трубопроводы

Магистральные трубопроводы

СНиП 3.05-05-84

СНиП 111-42-80

Подземные сооружения. Общие технические требования

ГОСТ 9.015—74*

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

Монтаж распределительных газопроводов

Изготовление    и

монтаж трубопроводов водоснабжения

Изготовление, монтаж и испытание трубопроводов различного назначения

Изготовление    и

монтаж технологических трубопроводов

Строительство н реконструкция магистральных трубопроводов

Антикоррозионная защита стальных трубопроводов различного назначения

Монтаж трубопроводов различного назначения и погрузочно-разгрузочные работы

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

1970

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

1971

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

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

Инструкция по проектированию и строительству подземных газопроводов из неметаллических труб -

ВСН 237-80

ВСН 301-72 ВСН 319-77 ВСН 440-83

СН 478-80 СН 493-77

Монтаж наружных трубопроводов теплоснабжения

Монтаж магистральных газопроводов

Монтаж трубопроводов сантехсистем

Монтаж стеклянных трубопроводов

Монтаж технологических трубопроводов

Изготовление и монтаж пластмассовых технологических трубопроводов

Изготовление и монтаж пластмассовых трубопроводов систем водоснабжения и канализации

Изготовление и монтаж пластмассовых и асбестоцементных труб газопроводов

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

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

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

Изготовление и моитаж стальных технологических трубопроводов

Монтаж стальных

технологических

трубопроводов

Испытание стальных трубопроводов различного назначеиня

Приложение 4. Технические характеристики инструмента для монтажа трубопроводов

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

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

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

Метры ленточные    1

сред-

1—5    Измерение    боль

ших длин с невысокой точностью

0,25—0,5 Измерение них длин

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

0,25 Измерение и раз-метка небольших длин

Таблица 6. Техническая характе

Угольники плоские и 90 (посто-бортовые    явный)

(ГОСТ 3749—77*)

Линейки поверочные 45, 55, 60 угловые

(ГОСТ 8026—75*)

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

40—180 (внутренний)

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

Проверка отклонения угла между рабочими поверхностями

Измерение наружных углов

То же, внутренних углов

ристика специальных ключей

Изготовитель

Наибольшие размеры, мм

180x28x65    0,25    Предприятие Минмонтаж-

спецстроя ССОР

340x40x40    0,61    Пермский завод монтажных

изделий и средств автоматизации

Опытный завод монтажных приспособлений, Ногинск

1018x102x66    11

1931X102X66    17

Кувалда кузнечная тупоносая (ГОСТ 11401—75*)

Лом монтажный (ГОСТ 1405—83)

24

1300

Таблица 8. Техническая характеристика

Параметры

Тип ключей

С открытым зевом двусторонние ГОСТ 2839—80 *Е

С открытым зевом односторонние ГОСТ 2841—80Е

Комбинированные ГОСТ 16983—80Е

Кольцевые двусторонние коленчатые ГОСТ 2906—80Е

Торцовые со сменными головками

Ширина зева Размер головки Длина ключа

Ширина зева Длина ключа

Ширина зева Размер головки Длина ключа

Ширина зева Размер головки Высота колена Длина ключа

Ширина зева Размер головкн

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

Паскаль    Па

Паскаль    Па

| Ньютон    Н

Ньютон • метр    Н ¦ м

Джоуль    Дж

Джоуль на квадратный метр    Дж/м²

Ватт    Вт

первой степени

метр кубический в    м³/с

секунду 1 кгс~9,8Н~ ЮН;

1 тс~9,8-10³Н~9,8~ ~10кН

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

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

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

I мм рт. ст.~133.3Па

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

I кгс-мм/см² ~ 9,8кДж/м² 1 л. с. ~ 735,5 Вт I см⁴= 10~⁸-м⁴

I см³= 10^_в-м*

I об/мин= = 0.016С ЬО

1 об/с = С^-1

I

I м³/мин= — м³/с

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

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

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

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

СССР, —М., 1984.— 69 с.

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

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

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

1980, —208 с.

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

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

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

Строительные краны:    Справочник.    / Под ред. Станевско-

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

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

А. А. Персион К. А. Гарус,

лауреаты Государственной премии УССР

Монтаж

трубо

проводов

[Справочник ^

¦рабочего

Киев

«Буд1вельник»

УДК 624.643.002.72

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

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

Для рабочих и бригадиров, занимающихся монтажом трубопроводов.

Табл. 73. Ил. 46. Библиогр.: 204 с.

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

Зав. редакцией С. Н. Сотниченко

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

М203(04)—87    ‘    1987

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

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ

С ДОПОЛНЕНИЯМИ НИИ АТМОСФЕРА

1999

СВЕДЕНИЯ О ДОКУМЕНТЕ

Казанским управлением «Оргнефтехимзаводы», г. Казань

РАЗРАБОТАН

ВНЕСЕН

СОГЛАСОВАН

УТВЕРЖДЕН

ВКЛЮЧЕН

ВВЕДЕН

Начальник Ф.Ф. Мухаметшин

МП «БЕЛИНЭКОМП», г. Новополоцк

Директор Б.Ш. Иофик

АОЗТ «ЛюБЭКОП», г. Москва

Генеральный директор Ю.А. Мазель

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

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

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

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1.    Ссылки на нормативные документы

2.    Основные обозначения

3.    Термины и определения

4.    Общие положения

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

5.1.    Исходные данные для расчета выбросов

5.1.1.    Данные предприятия

5.1.2.    Инструментальные измерения

5.1.3.    Расчет давления насыщенных паров индивидуальных жидкостей

5.1.4.    Расчет давления газов над их водными растворами

5.1.5.    Определение молекулярной массы паров жидкостей

5.1.6.    Определение опытных значений коэффициентов К

5.1.7.    Определение опытных значений коэффициентов К^

5.1.8.    Определение значений коэффициентов К_в

5.1.9.    Определение опытных значений коэффициентов К_об

5.2.    Выбросы паров нефтей и бензинов

5.3.    Выбросы паров индивидуальных веществ

5.4.    Выбросы паров многокомпонентных жидких смесей известного состава

5.5.    Выбросы газов из водных растворов

5.6.    Выбросы паров нефтепродуктов (кроме бензинов)

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

6.1.    Исходные данные для расчета выбросов

6.2.    Выбросы паров нефтепродуктов

7.    Выбросы паров нефтепродуктов в атмосферу из резервуаров автозаправочных станций

7.1.    Исходные данные для расчета выбросов

7.2.    Выбросы паров нефтепродуктов

8.    Примеры расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

8.1.    НПЗ. Бензин-катализат. Валовые выбросы

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

8.3.    НПЗ. Бензин автомобильный. Идентификация выбросов

8.4.    НПЗ. Керосин технический

8.5.    Растворитель № 646. Выбросы компонентов

8.6.    Нефтебаза. Бензин автомобильный. Валовые выбросы

8.7.    АЗС. Бензин автомобильный. Валовые выбросы

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

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

Используемая литература

Приложение 1. Предельно допустимые концентрации (ПДК) и ориентировочные

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

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

таблице даны значения К_г • 10^-9 в мм. рт. ст.)

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

Приложение 8. Значения опытных коэффициентов Кр

Приложение 9. Значения коэффициентов К_в

Приложение 10. Значения опытных коэффициентов К_об

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

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

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

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

о

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

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

Введение

1 Применение критериев качества атмосферного воздуха

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

3.    Расчет максимальных и валовых выбросов паров нефтепродуктов в атмосферу

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

5.    Редакционные уточнения

ВВЕДЕНИЕ

1.1. Настоящий документ:

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

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

на основе удельных показателей выделения;

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

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

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

1. ССЫЛКИ НА НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ

Методические указания разработаны в соответствии со следующими нормативными документами:

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

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

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

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

2. ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

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

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

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

-з

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

о

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

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

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

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

*нк - температура начала кипения жидкости, °С;

I TTiiVy TTlTI L    О /^г'ч

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

₃

р_т, - плотность жидкости, т/м ;

I ж

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

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

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

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

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

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

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

К К_р, К_в, К_об, К_нп - коэффициенты;

X_i - массовая доля вещества;

m - молекулярная масса паров жидкости;

о

Vp - объем резервуара, м³;

Np - количество резервуаров, шт.;

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

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

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

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

V_cfl - объем слитого нефтепродукта в резервуар АЗС, м³;

о

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

Сб - то же в баки автомашин, г/м ;

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

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

3. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

4. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

-    бензол, толуол, этилбензол, ксилолы;

-    сероводород.

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

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

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

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

ПРЕДПРИЯТИЙ И МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

5.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ВЫБРОСОВ

5.1.1. ДАННЫЕ ПРЕДПРИЯТИЯ

По данным предприятия принимаются:

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

равный производительности насоса;

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

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

₃

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

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

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

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

5.1.2. ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ

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

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

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

-з

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

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

5.1.3. РАСЧЕТ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ ИНДИВИДУАЛЬНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

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

(5.1.1)

или

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

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

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

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

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

5.1.4. РАСЧЕТ ДАВЛЕНИЯ ГАЗОВ НАД ИХ ВОДНЫМИ РАСТВОРАМИ

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

(5.1.3)

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

18 - молекулярная масса воды;

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

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

5.1.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЛЕКУЛЯРНОЙ МАССЫ ПАРОВ ЖИДКОСТЕЙ

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

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

Атомные массы некоторых элементов представлены в приложении 6.

5.1.6.    ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПЫТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ К

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

¦Р38' Рзз    (5-1.4)

₃

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

₃

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

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

5.1.7.    ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПЫТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ К_Р

Кр - опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные особенности резервуара.

-3

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

Сн - концентрация насыщенных паров жидкости, г/м .

Сф и С_н определяются при одной и той же температуре.

Все эксплуатируемые на предприятии резервуары определяются по следующим признакам:

-    наименование жидкости;

-    индивидуальный резервуар или группа одноцелевых резервуаров;

-    объем;

-    наземный или заглубленный;

-    вертикальное или горизонтальное расположение;

-    режим эксплуатации (мерник или буферная емкость);

-    оснащенность техническими средствами сокращения выбросов (ССВ):

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

-    количество групп одноцелевых резервуаров.

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

Значения Кр принимаются по данным приложения 8, кроме ГОР.

При этом в приложении 8:

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

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

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

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

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

(5.1.6)

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

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

5.1.8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ К_в

(5.1.7)

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

5.1.9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПЫТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ К_ОБ

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

В

(5.1.8)

•з

где: Vp - объем одноцелевого резервуара, м³.

5.2. ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕЙ И БЕНЗИНОВ

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

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

-А

(5.2.1)

годовые выбросы (G, т/год)

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

G =

Ю⁷'Рж

(5.2.2)

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

K_t^mn, K_t^max - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 7.

К_р^ср, К_p^mах - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8.

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

К_в - опытный коэффициент, принимается по Приложению 9;

К_об - коэффициент оборачиваемости, принимается по Приложению 10;

р_т, - плотность жидкости, т/м ; ж

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

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

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

G =

(5.2.3)

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

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

м_{ = м • с • 10^-

2

(5.2.4)

годовые выбросы (G_i, т/год):

(5.2.5)

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

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

5.3. ВЫБРОСЫ ПАРОВ ИНДИВИДУАЛЬНЫХ ВЕЩЕСТВ

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

годовые выбросы (G, т/год)

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

К_р^ср, К^- - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8;

К_в - опытный коэффициент, принимается по Приложению 9;

•з

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

₃

р_т, - плотность жидкости, т/м ; ж

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

К_об - коэффициент оборачиваемости, принимается по Приложению 10;

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

5.4. ВЫБРОСЫ ПАРОВ МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ ЖИДКИХ СМЕСЕЙ ИЗВЕСТНОГО СОСТАВА

Выбросы i-ro компонента паров жидкости рассчитываются по формуле

-    максимальные выбросы (Mj, г/с)

-    годовые выбросы (G, т/год)

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

Xj - массовая доля вещества;

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

К_р^ср, Kp^max - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8;

К_в - опытный коэффициент, принимается по Приложению 9;

К_об - коэффициент оборачиваемости, принимается по Приложению 10;

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

•з

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

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

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

5.5. ВЫБРОСЫ ГАЗОВ ИЗ ВОДНЫХ РАСТВОРОВ

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

-    максимальные выбросы (М|, г/с)

(5.5.1)

(5.5.2)

-    годовые выбросы (G_t, т/год)

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

X_i - массовая доля вещества;

К_р^ср, К^ - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 8.

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

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

5.6. ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ (КРОМЕ БЕНЗИНОВ)

Выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формуле:

-    максимальные выбросы (М, г/с)

М = С₂₀ • ^^max • К_р™^х • V_H^max : 3600

(5.6.1)

-    годовые выбросы (G, т/год)

(5.6.2)

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

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

Кр - опытный коэффициент, принимается по Приложению 8;

К_об - опытный коэффициент, принимается по Приложению 10;

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

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

о , - плотность жидкости, т/м ; ж

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

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

где С.^, С20^з - концентрация насыщенных паров летнего и зимнего вида дизельного топлива соответственно, г/м³.

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

6.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ВЫБРОСОВ

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

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

производительности насоса.

Значения опытных коэффициентов Кр принимается по данным Приложения 8.

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

6.2. ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Валовые выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формулам*^:

-    максимальные выбросы (М, г/с)

М = С • K_p^max • V_H^max : 3600    (6.2.1)

-    годовые выбросы (G, т/год)

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

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

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

12;

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

К - опытный коэффициент, принимается по Приложению 12.

При этом:

^Кнп ^С20 1 ^{: С}20 ба    ⁽⁶²³⁾

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

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

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

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

7. ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ АВТОЗАПРАВОЧНЫХ СТАНЦИЙ

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

33

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

7.2 ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Валовые выбросы паров нефтепродуктов рассчитываются по формулам^*):

- максимальные выбросы (М, г/с)

автобензины и дизельное топливо

М = (С_р^гаах • V^) : 1200    (7.2.1)

М = (C_p^max • V^) : 3600    (7.2.2)

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

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

^пр)*':

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

^G = ^зак + ^G^    ⁽⁷²³⁾

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

₃

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

*)•

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

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

(7.2.5)

(7.2.6)

(7.2.7)

для дизтоплив

для масел

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

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

3

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

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

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

8. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ

8.1. НПЗ. БЕНЗИН-КАТАЛИЗАТ. ВАЛОВЫЕ ВЫБРОСЫ

Исходные данные

Продолжение исходных данных

Табличные данные

Валовый выброс

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

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

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

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

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

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

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

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

^т1'У1

Q ' Z^Ci-io

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

Исходные данные

Продолжение исходных данных

Табличные данные

Расчеты

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

(5.1.7)

(5.1.8)

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

Расчеты выбросов:

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

(5.2.3)

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

Примечание. Порядок расчета выбросов индивидуальных углеводородов аналогичен примеру 8.1.

8.3. НПЗ. БЕНЗИН АВТОМОБИЛЬНЫЙ. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ВЫБРОСОВ

Исходные данные

Продолжение исходных данных

Табличные данные

Валовые выбросы

n = 1460000 : (0,73 • 5000 • 4) = 100, а К_о6 = 1,35

Расчеты валовых выбросов:

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

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

10⁷ ¦ 0,73 = 1483,4014 т/год

Концентрации веществ в выбросах, % масс

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

|    _Идентификация состава выбросов углеводородов__

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

8.4. НПЗ. КЕРОСИН ТЕХНИЧЕСКИЙ Исходные данные

Продолжение исходных данных

Табличные данные

Выбросы

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

8.5. РАСТВОРИТЕЛЬ № 646. ВЫБРОСЫ КОМПОНЕНТОВ

Исходные данные

Продолжение исходных данных

Табличные данные

Продолжение табличных данных

Расчеты

Примечание. Х_; = С_; : 100

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

n = 1300 : 0,849 : 5 : 4 = 77, a K_o6 = 1,5

0,445 ¦ 282 ¦ 0,07 ¦ 1,0 ¦ 1,0 ¦ 0,5

— = 0,0112 г/с ит.д.

M

ЩнТОНЪ

100' 0,0130'(273+ 30)

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

= 0,1081 т/год ит.д.

G

ацетона.

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

8.6. НЕФТЕБАЗА. БЕНЗИН АВТОМОБИЛЬНЫЙ. ВАЛОВЫЕ ВЫБРОСЫ

Исходные данные

__Продолжение исходных данных__

I    I    I    ССВ    |

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

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

8.7. АЗС. БЕНЗИН АВТОМОБИЛЬНЫЙ. ВАЛОВЫЕ ВЫБРОСЫ

Исходные данные

Табличные данные

Выбросы

М = 480 • 4,0 : 1200 = 1,60 г/с

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

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

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

Продолжение исходных данных

Табличные данные    Выбросы

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

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

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

Исходные данные

Продолжение исходных данных

Табличные данные

Выбросы

М = 5,4 • 0,83 • 85 : 3600 = 0,1058 г/с G = (4,0 • 5000 + 4,0 • 5000) • 0,83 • 10^-6 + 1,49 • 4,3 • 10^-3 • 3 = 0,0524 т/год Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ - учитывать класс опасности 4, ПДК_С = | _мг/_м³

ИСПОЛЬЗУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

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

воздухе населенных мест

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

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

Приложение 2

Физико-химические свойства некоторых газов и жидкостей