Методические указания по расчету выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от асфальтобетонных заводов

Приведенные в настоящей работе расчетные методыслужат для получения приближенных оценок величин выбросов загрязняющих веществв атмосферу, которые нужны для составления статистической отчетности,проектной и предпроектной документации, планирования мероприятий по охране атмосферы.

Основаниемдля проведения работ по настоящей теме является научно-техническая программа ГКНТ СССР 0.85.04 «Разработать ивнедрить методы наблюдений, оценки и прогноза состоянияприродной среды, средств контроля ее качества и источников загрязнения, методы экологического нормирования».

При выполнении работы учтено методическоеписьмо Главной геофизической обсерватории им.А.И. Воейкова«Требования к построению, содержанию и изложению расчетных методик определениявыбросов загрязняющих веществ в атмосферу» (Л., 1986).Пример расчета валовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу отРостовского АБЗ приведен в приложении.

ИСТОЧНИКИ ВЫДЕЛЕНИЯ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ НААСФАЛЬТОБЕТОННЫХ ЗАВОДАХ

Технологическое оборудование асфальтобетонных заводов (АБЗ) предназначено для приготовления различных асфальтобетонных смесей, применяемых в дорожном строительстве.

В зависимости от принципадействия смесителятехнологическое оборудование подразделяют наустановки периодического и непрерывногодействия.

На АБЗкоммунального хозяйства в основном используются стационарныеасфальтосмесительные установки башенного типа производительностью 25, 50 и 100 т/ч и асфальтобетонныеустановки типа ДС-35, ДС-35А, Д-508-2, Д-617, Д-645-2, ДС-117-2К, «Тельтомат».

Источники выделения загрязняющих веществ наАБЗ приведеныв табл. 1. Оборудование, выделяющее загрязняющие вещества, оснащается пылегазоочистными системами, которыевключают: пылеуловители различного типа сгазоходами и дымососами; устройства, обеспечивающие требуемый температурный режим; бункера с механическими средствами для подачи пыли к дозаторам агрегата минерального порошка. Оборудование, применяемоедля осаждения пыли из запыленного газа, можно разделить на пять основных групп: пылеосадительные камеры, циклоны, мокрыепылеуловители, тканевые фильтры и электрофильтры.

Техническая характеристика пылеулавливающих систем наиболее часто применяемых асфальтосмесителей [6] приведена в табл. 2.

При работе асфальтобетонного завода в атмосферу выделяются следующее загрязняющие вещества: неорганическая пыль,оксиды серы,углерода и азота, углеводороды.

Классификация этих выбросов по ГОСТ17.2.1.01-76 [2] приведена в табл. 3.

Из всех пылевидных выбросов наиболее опасной для работающих является пыль, содержащая свободный диоксид кремния (SiO2), количество которого в пыли зависит от вида горной породы, %: в кварцитах ее 57- 92, в песчаниках и гнейсах — 30 — 75, в гранитах — 25- 65, в известняках -3 — 37.

По дисперсному составу пыль относится в 3 — 4 группепо ГОСТ17.2.1.01-76, т.е. содержит частицы, не превышающие 10 мкм.

К веществам, загрязняющим атмосферу при сжигании мазута,относятся оксиды серы (SO2, SO3) и оксиды азота (NO, NO2), а также углеводороды и сажа.

Таблица 1

Источники выделения загрязняющих веществ на АБЗ

Источник

Пыль

Оксиды

Углеводороды

серы*

углерода

азота

Реакторнаяустановка по приготовлению битума из гудрона

—

+

+

+

+

Сушильно-помольное отделение

+

+

+

+

—

Асфальтосмесительная установка

+

+

+

+

+

Битумоплавильная установка

—

+

+

+

+

Автомобильныйтранспорт

—

—

+

+

+

Месторазгрузки и складирования минерального материала

+

—

—

—

—

Гудронохранилище (битумохранилище)

—

—

—

—

+

Дробильно-сортировочная установка

+

—

—

—

—

* Оксиды серы выделяются при использовании жидкоготоплива (мазута).

Таблица 2

Техническая характеристика пылеулавливающих систем асфальтосмесителей

Тип асфальтосмесителя

Производительность, т/ч

Газоочистное оборудование

Средний коэффициент очистки КЭ

Характеристика источника выброса

Параметргазовоздушной смеси на выходе из источника выбросов

Концентрация пыли, поступающей наочистку СП, г/м3

Ступень

Тип

Высота, м

Диаметр устья, м

Скорость, м/с

Объем, м3/с

Температура, °С

Асфальтосмесительныеустановки

ДС-35 (Д-597)

25

I

ЦиклоныНИИОГаза ЦН-15, 500 мм — 4 шт.

75

18

0,5

14,2

2,8

120

27

 

II

Отсутствует

—

—

—

—

—

—

—

25

I

ЦиклоныНИИОГаза ЦН-15, 500 мм — 4 шт.

—

—

—

—

—

—

27

 

II

Барботажный пылеуловитель «Светлана»

82

18

0,5

16,8

3,3

80

—

ДС-35А (Д-597А), Д-508-2А

25

I

Циклоны СДКЦН-38, 800 мм — 4 шт.

—

—

—

—

—

—

30

 

II

Циклон-промыватель СИОТ

75

18

0,5

22,4

4

75

—

ДС-117-2К

32 — 42

I

ЦиклоныСДК-ИН-33, 800 мм — 4 шт.

—

—

—

—

—

—

30

 

II

Ротоклон

90

19

10

7

5,6

75

—

Д-617

50

I

Циклоны НИИОГаза ЦН-15, 650 мм — 6 шт.

75

18,5

1

10,5

8,3

75

45

 

II

Циклон-промыватель СИОТ

—

—

—

—

—

—

—

50

I

Циклон НИИОГаза ЦН-15, 650 мм — 8 шт.

—

—

—

—

—

—

15

 

II

Ротоклон

85

18,5

1

7

5,5

75

—

д-645-2

100

I

Циклон НИИОГаза ЦН-15, 650 мм — 12 шт.

—

—

—

—

—

—

13

 

II

Ротоклон

85

18,5

1,2

11

12,5

70

—

«Тельтомат»100, МА 5/3-3

 

I

Пылеулавливающаяустановка ЕS А-5-S, циклонные батареи — 4 шт.

95

30

1

17,6

14

150

11

Сушильно-помольное отделение

Сушильный барабан СМ-168 в комплекте с шаровой мельницейСМ-436

—

I

ЦиклоныНИИОГаза, 450мм — 2 шт.

—

—

—

—

—

—

35 — 40

 

II

Циклон-промыватель СИОТ № 5

85

10

0,6

13,8

3,9

80

—

Таблица 3

Классификация выбросов АБЗ в атмосферу (по ГОСТ17.2.1.01-76)

Класс состава выбросов

I

III

Группа

Газообразные выбросы

Группа

Твердые выбросы

Подгруппа

Химический состав

Химический состав

1

Оксид серы

4

Неорганическая пыль

2

2

Оксид углерода

 

 

 

3

Оксиды азота

 

 

 

12

Углеводороды

 

 

 

При работе автотранспорта испецмашин загрязняющим веществом, выделяемым ватмосферу, являетсяоксид углерода (СО). При хранении гудрона, переработке его в битум, нагреве битума и приготовлении асфальтобетона выделяются углеводороды. Первоначальныебез очисткиориентировочные концентрации загрязняющихвеществ [8] приведены ниже.

Загрязняющее вещество                                         Концентрация, г/м3

Пыль неорганическая                                                           23,5

Оксид:

серы                                                                               0,016

углерода                                                                        0,0008

азота                                                                              0,00007

Углеводороды                                                                        0,217

Источником выделения загрязняющих веществ на АБЗ являются реакторные установки поприготовлению битума из нефтяного гудрона путем окисления последнегокислородом воздуха. По принципу действия реакторныеустановки могут быть бескомпрессорного типа (Т-309-1) — в них нагнетание и распыление атмосферного воздуха в окисляемое сырье происходит в результатевращения диспергаторов,или барботажные, в которых воздух подается компрессором (тип СИ-204).

В реакторныхустановках в процессе окисления гудрона выделяется 50- 140 кг газов окисления на 1 т готового битума взависимости отего марки, а также от качества исходного сырья.Газы окисления содержат около 5 % углеводородов [7].

Газыокисления выводят из реактора в коллектор, подключенный к гидроциклону. В нем конденсируется пари основнаямасса углеводородов, образуя воду и «черный соляр». Часть углеводородов — около 20 % их исходного количества- поступает вместе с другими компонентами газовокисления в специальную печь дожига, входящую вкомплекс реакторной установки.

Для создания температуры, при которой газыокисления сгорают, печи дожига снабжены поджигающими горелками, в диффузоре факела которыхсжигают топливо (жидкое или газообразное) в среднем 13 кг (в условном исчислении) на 1 т готового битума. Горячие продукты сгораниятоплива и газов окисления выводятся из печи дожига в атмосферучерез дымовую трубу.

На АБЗ коммунального хозяйства не все реакторныеустановки обеспечены печами дожига. В этом случае удельный выбросзагрязняющеговещества углеводородовможет быть принят в среднем 1 кг на 1 т готового битума.

При наличии печи дожига загрязняющими веществами, выделяемыми реакторнымиустановками, являются продукты сгорания топлива (17 — 27 кг у.т. на 1 т битума).

Утвержденные Минздравом СССР значения предельно допустимых концентраций (ПДК) загрязняющих веществ, выделяемых в процессе производства асфальтобетонной смеси [1],приведены в табл. 4.

Таблица 4

Контролируемые показатели химическихсоединений
в атмосферном воздухе на АБЗ

Вид загрязняющего вещества

Название (формула)соединений

Параметр токсичности, мг/м3

ПДК paбочейзоны зоны*

ПДК максимальная разовая**

ПДК среднесуточная***

200

Оксид азота (NO)

30

0,6

0,06

701

(NO2)

2

0,085

0,004

701

Оксид сери (SO2)

10

0,5

0,05

322

Оксид углерода (СО)

20

5

3

360

Углеводороды (С1- С10 в расчете на С)

300

3

—

002

Пыль неорганическая:

 

 

 

 

известняк

6

0,5

0,15

 

гранит

2

—

—

 

* Предельно допустимая концентрацияхимического вещества в воздухе рабочей зоны. Рабочей зоной считаетсяпространство высотой до 2 м над уровнем пола или площадки, на котором находятсяместа пребывания работающих.

** Предельно допустимая максимальнаяразовая концентрация химического вещества в воздухе населенных мест.

*** Предельно допустимая среднесуточнаяконцентрация химического вещества в воздухе населенных мест.

РАСЧЕТ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХВЕЩЕСТВ

Расчет валовых выбросов пыли

I. Количество отходящей отсушильного, смесительного и помольного агрегатов пыли определяют по формуле [6]

 т/год,                                         (1)

где  — время работы технологического оборудования,ч;

V – объем отходящих газов, м3/с(см. табл. 2); С1 –концентрация пыли в отходящих газах, г/ м3 (см. табл. 2);

m = V C1г/с,                                                             (2)

где m – удельный выброс пыли.

Концентрацию пыли в отходящих газах после их очистки определяют поформуле

 г/м3,                                          (3)

где  коэффициент очисткипылегазовой смеси, % (см. табл. 2);

2. При транспортировании минерального материала (песок, щебень)ленточным транспортером выброс пыли с 1 м транспортера рассчитывают по формуле

 кг/с,                                                        (4)

где WC — удельная сдуваемость пыли() кг/м2×с [8]; l -ширина конвейерной ленты,  — коэффициентизмельчения горной массы ( = 0,1 м) [8].

3. Выбросы пыли при погрузке, разгрузке и складировании минеральногоматериала можно ориентировочно оценить по формуле

 т/год                                                        (5)

где П — убыль материалов, % (табл. 5) [8]; G -масса строительного материала, т; — коэффициент, учитывающий убыль минеральных материалов ввиде пыли. В соответствии с ГОСТ9128-84 среднее содержание пылевидных частиц (размером мельче 0,5 мм) вминеральной составляющей асфальтобетонных смесей различных типов составляет 21%. Исходя из этого величина  может быть принятаравной 0,21.

Таблица 5

Нормативы естественной убыли (потерь)дорожно-строительных
материалов, %

Материал

Вид хранения и укладка

При складском хранении

При погрузке

При разгрузке

Щебень, в том числе черныйгравий, песок

Открытыйсклад в штабелях.

0,5

0,4

0,4

Примеханизированном складировании

1

0,4

0,5

Цемент, минеральныйпорошок, известь комковая

Закрытыесклады:

 

 

 

силосноготипа

0,1

0,25

0,25

бункерноготипа и амбарные

1,2

0,5

0,6

Холодный асфальт

Открытыйсклад (в штабелях или под навесом)

0,7

0,25

0,25

Битум, деготь, эмульсия,смазочные материалы и т. п.

Ямныехранилища закрытого типа или резервуары.

0,5

0,1

До 0,2

Хранилища,открытые с боков

0,5

0,1

0,1

 

Расчет валовых выбросов углеводородов

4. Валовый выброс в атмосферу углеводородов из емкостей для хранениядорожных битумов или нефтяных гудронов за счет испарения рассчитывается поформуле [8]

 кг/ч,                           (6)

где V — объем жидкости, наливаемой в емкость в течениегода, м3/год;  — давление насыщенныхпаров жидкости при температуре 38 °С, ГПа (табл. 6);  — молекулярная массапаров жидкости, г/моль (табл. 7);  — коэффициент эффективностигазоулавливающего устройства резервуара ( = 0,7-0,95), при отсутствии устройств  = 0;  — поправочныекоэффициенты, зависящие от давления насыщенных паров  и температурыгазового пространства tr соответственно в холодное итеплое время (табл. 8 — 12); К6 — поправочный коэффициент,зависящий от давления насыщенных паров и годовой оборачиваемости резервуаров(табл. 13); К7 -поправочный коэффициент, зависящий от технической оснащенности и режимаэксплуатации емкости.

Значение коэффициента К7

Оснащенность резервуаратехническими
средствами сокращения потерь

К7

Необорудован понтоном или плавающей крышей, имеет открытый люк или снятыйдыхательный клапан

1,1

Открытыхлюков не имеет, оборудован не примерзающими дыхательными клапанами,обеспечивающими избыточное давление в резервуаре  (по зонам,приведенным на стр.22), ГПа

 

19,6

1

19,6– 98:

 

южнаязона

0,96

средняязона

0,95

севернаязона

0,94

98– 147:

 

южнаязона

0,93

средняязона

0,91

севернаязона

0,87

147– 196:

 

южнаязона

0,9

средняязона

0,87

севернаязона

0,85

196– 245:

 

южнаязона

0,86

средняязона

0,87

севернаязона

0,85

Оборудованпонтоном

0,2

Оборудованплавающей крышей

0,15

Включенв газоуравнительную систему группы резервуаров, у которых совпадение откачкии закачки продукта составляет, %:

 

100– 90

0,2

90– 80

0,36

80– 70

0,45

70– 50

0,6

50– 30

0,7

<30

0,85

 

Таблица 6

Значение давления насыщенных паров, , Гпа,
в зависимости от эквивалентной температуры начала
кипения нефтепродуктов

tЭКВ

tЭКВ

tЭКВ

20

1808

120

48

320

1,19×10 -3

25

1543

130

32

330

6,08×10 -4

30

1310

140

21

340

3,04×10 -4

35

1115

150

13

350

1,5×10 -4

40

944

160

8,5

360

7,32×10 -5

45

799

170

5,3

370

3,48×10 -5

50

673

180

3,3

380

1,62×10 -5

55

569

190

1,9

390

7,46×10 -6

60

476

200

1,3

400

3,35×10 -6

65

398

210

0,74

410

1,47×10 -6

70

332

220

0,45

420

6,35×10 -7

75

278

230

0,26

430

2,68×10 -7

80

231

240

0,15

440

1,11×10 -7

85

191

250

0,09

450

5,01×10 -8

90

158

260

0,05

460

1,77×10 -8

95

117

270

2,7×10 -2

470

6,78×10 -9

100

106

280

1,5×10 -2

480

2,54×10 -9

105

88

290

8×10 -3

490

1,27×10 -10

110

72

300

4×10 -3

500

3,28×10 -10

115

59

310

3,3×10 -3

—

—

 

Таблица 7

Значение молекулярной массы паров , г/моль,
нефтепродуктов в зависимости от температуры
начала кипения tН.К., °С

tН.К

tН.К

tН.К

1

2

1

2

1

2

30

63

105

104,5

180

146

35

66

110

107

185

149

40

69

115

109,5

190

152

45

70,2

120

112

195

155,5

50

75

125

114,5

200

159

55

78

130

117

205

162

60

81

135

119,5

210

165

65

84

140

122

215

169

70

87

145

125

220

172,5

75

90

150

128

225

176

80

93

155

130,5

230

180

85

95,5

160

133,5

235

184

90

98

165

136,5

240

187,5

95

100

170

140

245

191,5

100

102,5

175

142,5

250

195

 

Таблица 8

Значение коэффициентов К1, К2,К3 (в холодные
и теплые месяцы соответственно К1Х, К2Х, К3Х
и К1Т, К2Т, К3Т) взависимости от температуры
жидкости в резервуаре

Период

Температура в резервуаре, °С

К1

К2

К3

Наземные резервуары

Шесть месяцев:

 

 

 

 

наиболее холодных

< 20

0,3

0,37

0,62

 

20 – 35

—

0,33

0,63

 

35 – 60

— 5,77

0,26

0,77

 

> 60

— 10,8

0,65

0,89

наиболее теплых

< 35

6,12

0,41

0,51

 

35 – 50

4,33

0,37

0,59

 

50 – 75

— 2,04

0,57

0,62

 

> 75

— 8,41

0,99

0,75

Подземные железобетонныерезервуары

Шесть месяцев:

 

 

 

 

наиболее холодных

< 25

1,62

0,19

0,74

 

25 – 40

1,6

0,15

0,72

 

40 – 60

1,6

0,1

0,7

 

> 60

4,2

0,06

0,68

наиболее теплых

< 35

6,1

0,17

0,36

 

35 – 50

0,3

0,15

0,75

 

50 – 75

0,4

0,05

0,83

 

> 75

8,95

0,07

0,65

 

Таблица 9

Значение коэффициента К5 при= 966 — 500ГПа
в зависимости от средних температур гудрона или битума tГ

tГ,°С

, ГПа,

966

965-901

900-834

833-765

764-701

700-634

633-567

566-500

— 30 и менее

0,051

0,049

0,046

0,044

0,042

0,04

0,039

0,038

— 25

0,067

0,064

0,062

0,059

0,057

0,055

0,052

0,05

— 20

0,087

0,084

0,081

0,78

0,073

0,072

0,069

0,066

— 15

0,111

0,108

0,105

0,101

0,098

0,094

0,091

0,088

— 10

0,141

0,137

0,134

0,113

0,126

0,122

0,118

0,115

— 5

0,178

0,173

0,169

0,165

0,116

0,156

0,152

0,148

0

0,221

0,216

0,211

0,207

0,202

0,197

0,193

0,188

5

0,272

0,267

0,262

0,257

0,252

0,248

0,242

0,237

10

0,331

0,326

0,321

0,317

0,312

0,306

0,302

0,297

15

0,401

0,396

0,391

0,386

0,381

0,377

0,372

0,267

20

0,482

0,477

0,473

0,468

0,464

0,459

0,454

0,45

25

0,574

0,57

0,587

0,562

0,558

0,555

0,551

0,547

30

0,679

0,677

0,674

0,671

0,668

0,665

0,663

0,66

35

0,799

0,797

0,796

0,795

0,794

0,792

0,791

0,79

40

0,933

0,934

0,935

0,936

0,937

0,938

0,939

0,94

45

1,034

1,088

1,092

1,095

1,103

1,108

1,06

1,11

50 и более

1,253

1,26

1,268

1,275

1,282

1,28

1,297

1,304

 

Таблица 10

Значение коэффициента К5 при= 500 — 51 ГПа

tГ,°С

, ГПа,

500-435

434-368

367-301

300-234

233-168

167-117

116-91

90-51

— 30 и менее

0,034

0,032

0,031

0,026

0,022

0,019

0,017

0,015

— 25

0,047

0,045

0,043

0,036

0,032

0,027

0,025

0,022

— 20

0,064

0,061

0,058

0,051

0,045

0,039

0,036

0,032

— 15

0,084

0,081

0,08

0,07

0,062

0,054

0,051

0,047

— 10

0,011

0,007

0,104

0,093

0,084

0,075

0,07

0,067

— 5

0,143

0,139

0,136

0,124

0,113

0,103

0,098

0,093

0

0,184

0,179

0,175

0,161

0,15

0,138

0,132

1,125

5

0,233

0,228

0,224

0,209

0,196

0,183

0,176

0,17

10

0,292

0,287

0,282

0,266

0,251

0,239

0232

0,225

15

0,362

0,357

0,353

0,337

0,323

0,308

0,302

0,295

20

0,445

0,441

0,437

0,421

0,408

0,394

0,386

0,381

25

0,552

0,539

0,536

0,522

0,51

0,498

0,493

0,487

30

0,657

0,654

0,652

0,642

0,633

0,624

0,62

0,615

35

0,789

0,788

0,787

0,782

0,778

0,774

0,772

0,77

40

0,941

0,942

0,943

0,946

0,949

0,952

0,954

0,916

45

1,114

1,118

1,121

1,136

1,018

1,161

1,167

1,174

50 и более

1,316

1,319

1,325

1,355

1,381

1,407

1,42

1,433

Таблица 11

Значениекоэффициента К5 при PS(38) = 50,5 – 0,011 ГПа

tг, °С

РS(38), ГПа

50,5-24,1

24-8,01

8-2,94

2,937-0,974

0,973-0,334

0,333-0,094

0,093-0,036

0,085-0,011

— 20

0,025

0,015

0,009

0,006

—

—

—

—

— 10

0,053

0,036

0,025

0,019

—

—

—

—

0

0,105

0,08

0,061

0,045

0,032

0,023

—

—

10

0,195

0,163

0,135

0,109

0,087

0,069

0,053

0,04

15

0,262

0,227

0,196

0,165

0,138

0,114

0,093

0,073

20

0,46

0,311

0,277

0,245

0,214

0,185

0,159

0,134

25

0,453

0,422

0,389

0,356

0,323

0,203

0,263

0,233

30

0,587

0,564

0,537

0,51

0,482

0,454

0,426

0,397

35

0,754

0,746

0,733

0,719

0,704

0,689

0,673

0,655

40

0,961

0,987

0,999

1,013

1,027

1,043

1,058

1,058

45

1,217

1,262

1,313

1,369

1,433

1,505

1,585

1,676

50

1,509

1,617

1,728

1,854

2

2,169

2,365

2,593

55

1,963

2,161

2,383

2,649

2,955

3,33

3,78

4,326

60

2,322

2,584

2,901

3,281

3,745

4,311

5

5,871

70

3,412

3,982

4,689

5,559

6,678

8,114

9,967

12,41

80

4,776

5,951

7,321

9,062

11,4

14,54

18,79

24,72

90

6,659

8,631

11,09

14,29

18,76

25

33,84

46,72

100 и более

9,076

12,12

16,37

21,86

29,8

41,36

58,36

84,2

Таблица 12

Значение коэффициента К5 при PS(38)= 11 × 10-3 — 1,3 × 10-9ГПа

tг, °С

РS(38), ГПа

11×10-3-4×10-3

4×10-3-12×10-4

12×10-4-4×10-4

4×10-4-12×10-5

12×10-5-13×10-7

13×10-7-13×10-8

13×10-8-13×10-9

1,3×10-9

25 и менее

0,211

0,182

—

—

—

—

—

—

30

0,373

0,341

0,314

 

—

—

—

—

35

0,643

0,621

0,604

0,588

—

—

—

—

40

1,076

1,095

1,118

1,145

1,162

—

—

—

45

1,757

1,884

2,009

2,148

2,31

—

—

—

50

2,816

3,137

3,512

3,915

4,442

4,1

—

—

55

4,397

5,155

5,968

6,923

8,192

8,72

—

—

60

6,743

8,262

9,875

11,95

14,72

13,32

21,4

—

65

10,17

12,88

16,01

20,04

25,69

26,57

49,45

—

70

15,05

19,81

25,33

32,75

43,47

39,8

77,5

163,4

75

21,9

29,77

39,29

52,48

72,17

75,3

165,9

411,9

80

31,41

44,11

60,04

82,02

116,7

110,8

254,8

260

85

44,49

64,37

89,89

185,2

186,6

197,3

612,3

153,5

90

62,04

92,33

132,2

191,2

287,3

283,8

770

240,6

95

85,47

130,6

191,7

284,9

441,4

485

1485

5246

100

116,3

182,3

273,8

416,8

660,7

668

2196

8089

110

208,3

342,9

536,1

853,2

1413

1573

5754

24855

115

274,5

461,8

736,3

1196

2028

2488

9954

48150

120 и более

358,2

614,9

898,8

1554

2664

3406

14150

71446

Таблица 13

Значение коэффициента К6 для климатических зон

Значение годовой оборачиваемости резервуаров,n

РS(38), ГПа

<67

67- 133

133- 266

266- 399

388- 532

>532

1

2

3

4

5

6

7

Северная

< 12

1,2

1,31

1,79

2,27

3,02

3,65

13 — 23

1,19

1,29

1,73

2,16

2,71

3,28

24 — 27

1,18

1,27

1,66

2,05

2,48

3,03

28 — 31

1,17

1,25

1,59

1,94

2,15

2,86

32 — 35

1,16

1,23

1,53

1,83

2,02

2,44

36 — 39

1,15

1,21

1,47

1,73

1,93

2,34

40 — 43

1,14

1,19

1,4

1,62

1,74

2,11

44 — 47

1,13

1,18

1,34

1,5

1,64

1,99

48 — 51

1,12

1,17

1,29

1,42

1,56

1,89

52 — 55

1,11

1,16

1,25

1,34

1,45

1,76

56 — 59

1,1

1,15

1,21

1,28

1,4

1,69

60 — 63

1,09

114

1,19

1,24

1,34

1,63

64 — 67

1,08

1,13

1,17

1,22

1,3

1,57

68 — 71

1,07

1,12

1,15

1,19

1,26

1,53

72 — 75

1,06

1,11

1,13

1,15

1,23

1,49

76 — 79

1,05

1,1

1,12

1,14

1,2

1,45

80 — 105

1,04

1,09

1,11

1,12

1,18

1,43

106 — 131

1,03

1,08

1,09

1,1

1,16

1,41

132 — 200

1,02

1,06

1,07

1,08

1,14

1,39

> 200

1,09

1,04

1,05

1,06

1,09

1,32

< 12

1,39

1,54

2,15

2,75

3,66

4,41

13 — 23

1,37

1,51

2,06

2,62

3,28

3,97

24 — 27

1,36

1,48

1,96

2,49

3,00

3,66

28 — 31

1,35

1,46

1,9

2,35

2,61

3,15

32 — 35

1,34

1,44

1,83

2,21

2,44

2,83

36 — 39

1,33

1,42

1,75

2,09

2,33

2,83

40 — 43

1,32

1,4

1,66

1,91

2,11

2,55

44 — 47

1,31

1,38

1,6

1,8

1,99

2,41

52 — 55

1,29

1,34

1,48

1,62

1,76

2,13

56 — 59

1,28

1,32

1,44

1,55

1,69

2,05

60 — 63

1,27

1,3

1,4

1,51

1,63

1,97

68 — 71

1,24

1,28

1,35

1,44

1,53

1,84

72 — 75

1,23

1,26

1,33

1,4

1,49

1,8

76 — 79

1,22

1,25

1,31

1,37

1,45

1,76

80 — 85

1,21

1,24

1,3

1,35

1,43

1,73

106 — 131

1,2

1,23

1,28

1,33

1,41

1,71

132 — 200

1,19

1,22

1,27

1,31

1,38

1,68

200

1,17

1,2

1,24

1,28

1,31

1,69

Средняя

< 12

1,26

1,4

1,95

2,5

3,32

4,01

13 — 23

1,25

1,37

1,87

2,38

2,98

3,61

24 — 27

1,24

1,35

1,8

2,26

2,73

2,33

28 — 31

1,23

1,33

1,7

2,14

2,37

2,86

32 — 35

1,22

1,31

1,66

2,01

2,22

2,68

36 — 39

1,21

1,29

1,59

1,9

2,12

2,57

40 — 13

1,2

1,27

1,51

1,74

2,92

2,32

44 — 17

1,16

1,25

1,45

1,64

1,81

2,19

48 — 51

1,18

1,23

1,4

1,56

1,72

2,08

52 — 56

1,17

1,22

1,35

1,47

1,6

1,94

56 — 59

1,16

1,2

1,31

1,41

1,54

1,86

60 — 63

1,15

1,18

1,27

1,37

1,48

1,79

64 — 67

1,14

1,17

1,25

1,34

1,43

1,73

68 — 71

1,13

1,16

1,23

1,31

1,39

1,68

72 — 75

1,12

1,15

1,21

1,27

1,35

1,64

76 — 79

1,11

1,14

1,19

1,25

1,32

1,6

80 — 105

1,1

1,13

1,18

1,23

1,3

1,57

106 — 131

1,09

1,12

1,16

1,21

1,28

1,55

132 — 200

1,08

1,11

1,15

1,19

1,26

1,53

> 200

1,07

1,1

1,13

1,17

1,2

1,45

 

Значение давления насыщенных паров нефтепродуктовпринимаются по табл. 6 в зависимости отзначений эквивалентной температуры начала кипения жидкости tЭКВ,  определяемой по формуле

tЭКВ= tН.К+(tК.К.- tН.К) / 8,8 °С,                                                         (7)

где tН.К,tK.К- температура начала и конца кипения нефтепродуктов определяется по ГОСТ 18995.7-73.

Коэффициенты K5 в формуле (6)(в холодное в теплое время соответственно K5Х и K5Т)определяют в зависимости от температуры газового пространства емкостей tГ. Для еерасчета необходимо иметь замеренные значения средних температур гудрона илибитума, находящихся в соответствующих емкостях, за шесть наиболее холодных ишесть наиболее теплых месяцев года.

Температура за шесть холодных месяцев определяется поформуле

tГ.Х.= K1Х+ K2Х+ tах+ K3ХtЖ.Х. °С,                                                 (8)

а за шесть теплыхмесяцев по формуле

tГ.Т.= K4(K1Т + K1Т  tа.т + K3ТtЖ.Т.) °С,                                                (9)

где tахи tат — средние арифметическиезначения температуры атмосферного воздуха соответственно за шесть холодных ишесть теплых месяцев, °С; K1T, K2T, K3T; K1Х, K2Х, K3Х — коэффициентысоответственно на шесть теплых и шесть холодных месяцев года (см. табл. 9); K4 — коэффициент, принимаемый для подземныхрезервуаров равным единице; а для надземных — южная зона — 1,39; средняя -1,72; северная — 1,12; tЖ.Ти tЖ..Х- средние температуры нефтепродуктов в резервуарах за шесть теплых и шестьхолодных месяцев.

Значение коэффициента K6в формуле (6) принимается по табл. 13 в зависимости от размещения предприятий в той илииной климатической зоне, от давления насыщенных паров  и от годовой оборачиваемости резервуаров n:

n = VЖ /VР                                                                               (10)

где VЖ — объем жидкости,поступающей в резервуар в течение года, м3/год; VР — объем резервуара, м3.

Приведено условное деление территории СССР на климатическиезоны при расчетах выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

Южная зона. Союзные республики: Азербайджанская,Армянская, Грузинская, Киргизская, Молдавская, Таджикская, Туркменская,Узбекская.

Автономные республики: Дагестанская, Кабардино-Балкарская,Калмыцкая, Северо-Осетинская, Чечено-Ингушская.

Края: Краснодарский, Ставропольский.

Области: РСФСР — Астраханская, Волгоградская, Ростовская;Украинская ССР Херсонская, Запорожская, Николаевская, Крымская, Одесская;Казахская ССР — Гурьевская, Джамбульская, Кзыл-Ордынская, Чемкентская.

Северная зона. Автономные республики: Бурятская,Карельская, Коми, Тувинская, Карельская, Якутская.

Края: Красноярский, Хабаровский.

Области: Амурская, Архангельская, Мурманская,Новосибирская, Омская, Пермская, Свердловская, Томская, Читинская, Иркутская,Кемеровская, Сахалинская, Тюменская.

Средняя зона: союзные автономные республики, края иобласти, не вошедшие в южную и северную зоны.

Значение коффициента К7 в формуле (6) принимается по данным, в зависимости от оснащенностирезервуара техническими средствами сокращения потерь и режима эксплуатации.

5. Расчет средних валовых выбросов углеводородов ватмосферу при сливе битума (гудронов) из железнодорожных цистерн ведется поформуле [8]

 кг/ч,                                (11)

где  — годовой объемсливаемых из цистерн нефтепродуктов, м3/год.

При определении К5Х и К5Т по табл. 9-12 температура газового пространствапринимается равной температуре атмосферного воздуха.

6. Валовые выбросы в атмосферу углеводородов припроизводстве битума из гудрона в бескомпрессорных или барботажных реакторныхустановках (в случае отсутствия печей дожига) определяют по формуле

 кг/год,                                                        (12)

где-VУ- объем приготовленного за год битума из гудрона в реакторной установке, т; mУГ — удельныйвыброс углеводородов, в среднем принимаемый равным 1 кг на 1 т готового битума.

Расчет валовых выбросов оксидов серы

Оксиды серы выделяются при сжигании жидкого топлива (см.табл. I). Их количество в пересчете на SО2 определяют по формуле [3]

 т/год,                                               (13)

где В — расход жидкого топлива, т/год; SP -содержание серы в топливе на рабочую массу, % (см. ниже);  — доля оксидов серы,связываемых летучей золой топлива (при сжигании мазута  = 0,02);  -доля оксидов серы,улавливаемых в золоуловителе, принимается равной нулю для сухих золоуловителей,а для мокрых — по графику (рисунок) в зависимости от щелочности орошаемой водыи приведенной сернистости топлива SПР [2]:

, % кг/МДж,                                                      (14)

где  -теплота сгорания натурального топлива, МДж/кг (см. ниже).

 

Степеньулавливания окислов серы в мокрых золоуловителях  при щелочностиорошаемой воды, мг – экв/дм3:

1 — 10; 2 — 5; 3 — 0;  — приведеннаясернистость топлива

Характеристика топлива

Вид топлива

S, %

МДж/кг

МДж/м3

Мазут:

 

 

 

малосернистый

0,5

40,21

—

сернистый

1,9

39,66

—

высокосернистый

4,1

38,7

—

Стабилизированная нефть

2,9

39,71

—

Дизельное топливо

0,3

42,55

—

Солярное масло

0,3

42,66

—

Моторное масло

0,4

41,3

—

Природный газ:

 

 

 

Кумертау – Ушимбай – Магнитогорск

—

—

36,74

Бухара — Урал

—

—

36,65

Игрим – Пунга – Серов — Нижний Тагил

—

—

36,4

Оренбург — Совхозная

—

—

37,95

Попутный газ:

 

 

 

Каменный Лог — Пермь

—

—

42,3

Ярино — Пермь

—

—

46,81

Тюменское месторождение

—

—

35,1 – 38,45

 

Количество оксидов азота (в пересчете на NО2), выбрасываемых в атмосферу,рассчитывают по формуле [3]

 т/год,                                                           (15)

где В — массовый расход натурального топлива зарассматриваемый период времени, т/год.

Для газообразного топлива

В = Vρ т/год,                                                                          (16)

где V- расход природного газа, тыс.м3/год; r — плотностьприродного газа, кг/м3 (r = 0,76 — 0,85);  — параметр,характеризующий количество оксидов азота, образующихся на 1 ГДж тепла, кг/ГДж [3] (табл. I4); β — коэффициент,учитывающий степень снижения выбросов оксидов азота в результате применениятехнических решений. При отсутствии технических решений β = 0;  — теплота сгорания,МДж/м3, МДж/кг

Таблица 14

Значение параметра  кг/ГДж

Производительностьасфальтносмесительных установок, т/ч

Тепловая мощностьасфальтосмесительных установок, кВт

25

3500

0,075

50

6100

0,08

100

13700

0,085

Расчетваловых выбросов оксида углерода

Количество выбросов оксида углерода определяют по формуле[4]

 т/год,                                                          (17)

где ССО — выход оксида углерода при сжиганиитоплива, кг/т жидкого топлива или кг/тыс. м3 природного газа,рассчитывается по формуле

 кг/т, или кг/тыс. м3,                                                     (18)

где q3- потери вследствие химической неполноты сгорания топлива, %, ориентировочнодля мазута и природного газа q3= 0,5 %; R — коэффициент, учитывающийдолю потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива,обусловленную наличием в продуктах неполного сгорания оксида углерода, (дляприродного газа R =0,5, для мазута R =0,65); q4 -потери тепла вследствие механической неполноты сгорания топлива, %,ориентировочно для мазута, и газа q4 = 0,5 %.

МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ВЫБРОСОВЗАГРЯЗНЯЮЩИХ
ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ

Снижение выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на АБЗможно осуществить в результате:

совершенствования контроля соблюдения технологическихрежимов и правил;

совершенствования технологических процессов;

строительства новых и повышения эффективности существующихочистных установок.

К первому направлению относится постоянный контроль заагрегатами и узлами АБЗ, являющимися: источниками выброса загрязняющих веществ,и регулярное проведение технического обслуживания очистных установок. Особоенаблюдение должно быть установлено:

за состоянием уплотнения между обечайкой вращающихсясушильных барабанов и торцами неподвижно закрепленных загрузочных иразгрузочных коробок асфальтосмесительных установок;

за пыленепроницаемостью кожухов горячих элеваторов, грохотови смесителей и наличием отсоса воздуха из-под кожухов с целью исключенияпыления при работе механизмов;

за герметичностью газоотходов;

за бесперебойной работой всех пылегазоочистных систем;

за соблюдением температурных режимов.

При совершенствовании технологических процессов на АБЗследует предусмотреть:

утилизацию тепла, получаемого от сжигания газов окисленияв печах дожига реакторных установок для переработки гудрона в битум сиспользованием его для предварительного нагрева гудрона, или сжигание газовокисления в специально оборудованных топках битумных котлов, используемых длянагрева гудрона [7];

использование для приготовления асфальтобетонных смесейщебня и песка, отвечающих требованиям ГОСТ 8267-82, ГОСТ 10260-82, ГОСТ 8736-77в части содержания пылевидных и глинистых частиц;

применение герметичных бункеров и силосов для минерального порошка, а такжепневмотранспорта для его перемещения к асфальтосмесительной установке;

применение совершенныхтопочныхустройств, установку газоанализаторов и кислородометров для оптимального подбора режима сжигания топлива;

оснащение асфальтосмесительных установок устройствами для непрерывного контроля эффективности пылеулавливания [5].

В процессе строительства новых и повышения эффективностисуществующих очистных установок следуетпредусмотреть применение двухступенчатой сухой и мокрой очистки газовна выходе из сушильного барабана. Степеньочистки пылеулавливающих установок с одним илинесколькими обычными циклонами не отвечает современным требованиям. Более эффективными являются циклоны батарейного типа (мультициклоны). Ихпреимущество — незначительные габариты при большой производительности.

Для отделения мельчайших частиц пыли применяют мокрое обеспыливание, котороеработает наиболее эффективно в сочетании с устройствами, предварительно улавливающими крупные частицы пыли. Одним из наиболее эффективных и перспективных мокрых пылеуловителей являются установкитипа «Ротоклон».

К мерам поборьбе с пылевыделением следует отнести мероприятия по уменьшению скорости отходящих газов, в частности, за счетотносительногоувеличения диаметра барабанов сушильных установок.

Приложение

Примеррасчета валовых выбросов в атмосферу загрязняющих веществ

Задача. Определить расчетным методом количество выбросовзагрязняющих веществ за год на АБЗ Ростовского треста по дорожномустроительству и благоустройству.

Исходные данные.

Источниками выделения загрязняющих веществ на Ростовском АБЗ являются: асфальтосмесительные установки марки ДС-35 (Д-597) — 4 шт.; сушильно-помольное отделение поприготовлению минерального порошка; битумоплавильная установка; бескомпрессорные реакторные установки поприготовлению битума из гудрона — на 20 т и 30 т битума, оборудованные печью дожига; гудроно- и битумохранилища на 2400, 800 и 500 т материала; моста выгрузки и хранения минеральных материалов: щебня и песка.

Для снижения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на АБЗ используются обеспыливающие установки. Смесители типа ДС-35 оборудованы двухступенчатой очисткой газа:

в I ступени используются агрегатысухой очистки по 4 циклона ЦН-15 на каждом из четырех смесителей и сушильно-помольном отделении;

во II ступени используются гидродинамические пылеуловители «Омикрон» (на трех смесителях) и «Ротоклон» (наодном смесителе и сушильно-помольном отделении).

Режим работы АБЗ: в течение 6 мес. работает одинсмеситель в одну смену, в течение других 6 мес. работают четыресмесителя в две смены. Соответственно работаети другое технологическое оборудование. Сушильно-помольная установка работает 6мес. в две смены и 3 мес. в одну смену. Реакторные установки работают 10 мес. в году.

Используемое топливо — природный газ степлотой сгорания 38,8 МДж/м3.

Годовойрасход природного газа на АБЗ — 9600 тыс. м3.

Объем приготавливаемого в год битума из гудрона — 15 тыс. т.

Годовой расход минеральных материалов: щебня,песка, известняков-ракушечников для приготовления минерального порошка — 270 тыс. т.

Годовой расход битума (гудрона) — 16 тыс.т.

Валовый выброс пыли от асфальтосмесительных установок и сушильно-помольного отделения определяют по формулам (1)и (3)настоящих указаний.

Время работыасфальтосмесительных установок Т определеноисходя из количества рабочих дней за 6 мес. (129 дней при продолжительности смены 3,2 ч).

Общая продолжительностьработы трех смесительных установок, имеющих мокрые пылеуловители «Омикрон», равна:

τ1 = 129 × 8,2(2 × 3 + 1) = 7404 ч.

Продолжительностьработы смесительной установки,оборудованной мокрымпылеуловителем «Ротоклон»:

τ2 = 129 × 8,2 × 2 = 2116 ч.

Продолжительностьработы сушильно-помольной установки:

τ3 = 129 × 8,2 × 2 + 65 × 8,2 = 1648 ч.

С учетом данных табл. 2 настоящихуказаний валовые выбросы пыли соответственно составляют:

Мп1 =3,6 × 10-3 × 7404 × 3,3 × 27(100 — 82) × 10-2= 427 т/год;

Мп2 = 3,6 × 10-3 × 2116 × 3,3 × 27(100 — 85) × 10-2 = 100 т/год;

Мп3 = 3,6 × 10-3 × 1648 × 3,9 × 40(100 — 85) × 10-2 = 138 т/год;

_________________________

Итого 665 т/год.

Валовый выброс пыли при погрузке, разгрузку и складировании минеральныхматериалов, определенный по формуле (5) с учетом табл. 5, составляет:

Мп =0,21 × 10-2(0,5 + 0,4 + 0,4) × 2700 = 737т/год.

Валовыйвыброс углеводородов из емкостей для хранения битума и гудрона, рассчитывают по формуле (6). При температурах начала и конца кипения гудрона tн.к = 118 °С и tн.к = 340 °С эквивалентная температура поформуле (1) равна:

При этойвеличине давление насыщенных паров при температуре 38 °С PS(38) = 18 ГПа (см. табл. 6), а при tн.к = 118 °С молекулярная масса паров нефтепродуктов Мп= 111 г/моль (см. табл. 7).

В связис отсутствием газоулавливающих устройств на битумо- и гудронохранилищах η = 0.

Поправочные коэффициенты К5х и К5т зависят от величины PS(38) и температуры газового пространства вхолодное и теплое время tт.х, tг.х.

Температуру газового пространстваопределяют по формулам(8) и (9), коэффициенты которых К1, К2, К3 принимают по табл. 8. Для условий г. Ростова-на-Дону для шести наиболее холодных месяцев К1х = 1,62, К2х = 0,19 и К3х = 0,74, а для шести наиболеетеплых месяцев К1т = 6,1, К2т = 0,17 и К3т = 0,35.

Средниеарифметические значения температуры атмосферного воздуха соответственноза шесть холодных и шесть теплых месяцев года для условий Ростова-на-Дону равны:

tа.х = (-5,7 — 5,1 + 0,2 + 0 + 2,2 + 31) : 6 = -0,9 °С;

tа.т = (18,4+ 21,2 + 22,9 + 22,1 + 18,2) : 6 = 17,1 °С

(величинымесячных температур взяты по данным метеостанции г. Ростова-на-Дону).

Средниетемпературы нефтепродуктов в хранилищахза шесть холодныхи шесть теплых месяцев приняты равными среднейтемпература воздуха, так как хранилища необорудованы нагревательными устройствами:

tж.х = tа.х и tж.т = tа.т.

С учетом приведенных данных температуры газового пространства в холодное и теплое время соответственно равны:

tг.х = 1,62 — 0,19 × 0,9 — 0,74 × 0,9 = 0,8 °С;

tг.т = 6,1 + 0,17 × 17,1 + 0,36 × 17,1 = 15,2 °С.

При PS(38) = 18 ГПа, tг.х = 0,8 °С и tг.т= 15,2 °С в соответствии с табл. 11 К5х = 0,075, а К5т = 0,23.

Значениекоэффициента К6 = 1,39 установлено в зависимости от климатической зоны (см. стр. 22), величины PS(38) (см. табл. 13) и годовой оборачиваемости резервуаров (по формуле (10).

n = 16 : (2,4 + 0,8 + 0,5) = 4,3.

Значение коэффициента К7 = 1,1 установлено в соответствии с данными, приведенными на стр. 13.

Гудронохранилище на АБЗ необорудовано дыхательными клапанами и имеетоткрытые люки.

Исходя изприведенных выше данных валовый выброс углеводородов из битумо- и гудронохранилищ равен:

Муг = 2,52 × 16000 × 18 × 11 × (0,075 + 0,23) × 1,39 × 1,1 × 1 × 10-9= 0,037 кг/ч, или 0,32 т/год.

Валовый выбросуглеводородов Пр при нагреве гудрона до рабочей температуры 200 °С перед окислением в битум рассчитывают также по формуле (6).

При годовомобъеме перерабатываемого гудрона 15 тыс. т и годовой оборачиваемостирезервуаров n > 200 Пр = 2,35 кг/ч, или 16,9 т/год. По этой же формуле можно определять валовый выбросуглеводородов при нагреве битума в процессе приготовления асфальтобетонных смесей.

С учетомтемпературы начала и конца кипения битумаtн.к = 225 °С и tк.к = 360 °С температуры нагрева битума tж.х = tж.т = 150 °С, n > 200, Муг = 0,12 кг/ч, или 1,04 т/год.

Валовыйвыброс углеводородов при сливе битумов (гудронов) из железнодорожных цистернопределяют по формуле (11):

Муг = 0,2485 × 16000 × 18 × 111 × (0,075 + 0,23) × 10-9 = 0,002 кг/ч, или 0,009 т/год (продолжительностьслива битумов (гудронов) составляет 6 мес.).

Общий валовый выброс углеводородов составит

0,009 + 0,32 + 1,04 + 16,9 = 18,27 т/год.

Валовыйвыброс оксидов азота в атмосферу устанавливают по формуле (16).

Годовой расход на АБЗ природного газа V = 9600 тыс. м3.

Массовый расход натурального топлива при ρ = 0,8 кг/м3равен:

В = 9600 × 0,8 = 7680 т/год.

Теплота сгорания природного газа Qнр = 38,5 МДж/м3. Параметр, характеризующий количество оксидов азота на 1ГДж КNO2 = 0,075 кг/ГДж (по табл. 14 для асфальтосмесительных установок производительностью 25 т/ч) и β = 0 (Профессиональный решения, снижающие выбросы, отсутствуют):

МNO2 = 0,001× 7680 × 0,6075 × 38,5× 1 = 22,2т/год.

Валовыйвыброс оксидовуглеводорода в атмосферу определяютпо формуле (17) и (18):

МСО= 0,001× 7680× 0,5 × 0,5 × 38,5 × (1 — 0,5/100) = 71 т/год.

ЛИТЕРАТУРА

1. Беспамятнов Г.П., Кротов Ю.А Предельно допустимые концентрации химических веществ в окружающей среде. — Л.: Химия, 1985. — 528 с.

2. ГОСТ 17.2.1.01-76. Атмосфера. Классификация выбросов по составу. — 5 с.

3. Методические указания по расчетувыбросов загрязняющих веществ в атмосферу с дымовыми газамиотопительных и отопительно-производственных котельных. — М.: ОНТИ АКХ им. К.Д. Памфилова, 1986. — 30 с.

4. Методические указания по расчету выбросов загрязняющих веществ при сжигании топлива в котлах производительностью до 30 т/ч. — М.:Госкомгидромет, 1986. — 24 с.

5. Порадек С.В., Тупикин В.М. Оценка эффективности пылеулавливающего оборудования на АБЗ // Автомобильные дороги, № 2, 1987.- с. 18 — 19.

6. Руководство порасчету количества и удельных показателей выбросов вредных веществ в атмосферу. — М.: Минтрансстрой, 1982. — 44 с.

7. Рекомендациипо технологиинагрева гудрона теплом от сжигания газов окисления.- Ростов-на-Дону, 1983. — 16 с.

8. Сборникметодик по расчету выбросов в атмосферу загрязняющих веществ различными производствами. — Л.: Гидрометеоиздат, 1986. — 183 с.

9. Технологическое оборудование асфальтобетонных заводов. — М.: Машиностроение, 1981. — 256 с.

 

СОДЕРЖАНИЕ

Общие положения

Источникивыделения загрязняющих веществ на асфальтобетонных заводах

Расчет выбросов загрязняющихвеществ

Мероприятияпо снижению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

Приложение

 

 

Кроме быстрого и качественного ремонта труб отопления, оказываем профессиональный монтаж систем отопления под ключ. На нашей странице по тематике отопления > resant.ru/otoplenie-doma.html < можно посмотреть и ознакомиться с примерами наших работ. Но более точно, по стоимости работ и оборудования лучше уточнить у инженера.

Для связи используйте контактный телефон ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ 8(495) 744-67-74, на который можно звонить круглосуточно.

Обратите внимание

Наша компания ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ входит в состав некоммерческой организации АНО МЕЖРЕГИОНАЛЬНАЯ КОЛЛЕГИЯ СУДЕБНЫХ ЭКСПЕРТОВ. Мы так же оказываем услуги по независимой строительной технической эесаертизе.