СТО Газпром 2-1.19-307-2009

 

Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-1.19-307-2009

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-1.19-307-2009

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 


СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


ИНСТРУКЦИЯ ПО РАСЧЕТУ ОБЪЕМОВ ВЫБРОСОВ, СБРОСОВ И ПРОМЫШЛЕННЫХ ОТХОДОВ НА ОБЪЕКТАХ ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ ГАЗА


СТО Газпром 2-1.19-307-2009


Издание официальное

 

 


ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


Общество с ограниченной ответственностью

«Газпром экспо»


Москва 2009

Предисловие


  1. РАЗРАБОТАН


  2. ВНЕСЕН


  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»


распоряжением ОАО «Газпром» от 23 декабря 2008 г. № 514


© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2008

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2009


Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 2

  3. Термины, определения и сокращения 3

  4. Общие положения 4

  5. Характеристика объектов транспорта и хранения газа как источников выбросов, сбросов загрязняющих веществ промышленных отходов 5

    1. Характеристика объектов транспорта и хранения газа как источников

      загрязнения окружающей среды 5

    2. Источники выбросов загрязняющих веществ 7

    3. Источники сбросов загрязняющих веществ 10

    4. Источники промышленных отходов 11

  6. Характеристика загрязняющих веществ, поступающих в окружающую среду с выбросами, сбросами и промышленными отходами от технологического

    оборудования основного и вспомогательного производств объектов транспорта

    и хранения газа 14

    1. Характеристика загрязняющих веществ, поступающих в окружающую

      среду с выбросами 14

    2. Характеристика загрязняющих веществ, поступающих в окружающую

      среду со сбросами сточных вод 16

    3. Характеристика загрязняющих веществ, поступающих в окружающую

      среду с промышленными отходами 16

  7. Методы расчета объемов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при выполнении технологических операций на объектах транспорта

    и хранения газа 17

  8. Методы расчета объемов сточных вод и массы сброса загрязняющих

    веществ на объектах транспорта и хранения газа 63

  9. Методы расчета объемов промышленных отходов на объектах транспорта

и хранения газа 78

Приложение А (справочное) Перечень методик расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от объектов вспомогательного

и непроизводственного назначения транспорта и хранения газа 102

Библиография 104

Введение


Настоящий стандарт разработан с целью:

  • создания единой методической основы по определению параметров выбросов загрязняющих веществ, сбросов загрязняющих веществ со сточными водами, образования промышленных отходов от объектов транспорта и хранения газа;

  • повышения достоверности и обеспечения сопоставимости данных по выбросам загрязняющих веществ в атмосферу, сбросам загрязняющих веществ со сточными водами, образованию промышленных отходов.

    Настоящий стандарт разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» на основании действующего законодательства Российской Федерации и накопленного практического опыта по учету и контролю параметров выбросов загрязняющих веществ, сбросов загрязняющих веществ и промышленных отходов, образующихся при эксплуатации объектов транспорта и хранения газа ОАО «Газпром».

    Документ разработан коллективом авторов в составе: Акопова Г.С., Попадько Н.В., Шарихина Л.В., Стрекалова Л.В., Малич Я.В., Митяева Л.А., Комарова С.Х., Прокофьева А.М., Рыбкина А.В., Попов П.Б.

    СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»

     

     

    ИНСТРУКЦИЯ ПО РАСЧЕТУ ОБЪЕМОВ ВЫБРОСОВ, СБРОСОВ И ПРОМЫШЛЕННЫХ ОТХОДОВ НА ОБЪЕКТАХ ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ ГАЗА

    Дата введения – 2009-10-09


    1. Область применения


      1. Настоящий стандарт устанавливает порядок и методику проведения расчетов объемов выбросов, сбросов загрязняющих веществ и промышленных отходов на объектах транспорта и хранения газа.

      2. Настоящий стандарт распространяется на основные типы стационарных источников выделений и выбросов загрязняющих веществ, источники образования сточных вод и промышленных отходов объектов транспорта и хранения газа.

      3. Настоящий стандарт предназначен для расчета параметров выбросов, сбросов загрязняющих веществ, промышленных отходов от объектов транспорта и хранения газа:

  • при подготовке инвентаризации выбросов загрязняющих веществ от стационарных источников выделения, сбросов загрязняющих веществ со сточными водами, промышленных отходов;

  • разработке и установлении нормативов предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ, нормативов допустимого воздействия на водную среду, проектов нормативов образования отходов;

  • подготовке статистической отчетности по формам федерального государственного статистического наблюдения «2-ТП – воздух», «2-ТП – водхоз», «2-ТП – отходы»;

  • оценке воздействия на окружающую среду проектируемых и эксплуатируемых производственных объектов;

  • осуществлении контроля за соблюдением установленных нормативов выбросов, сбросов загрязняющих веществ, образования промышленных отходов;

  • расчетах платежей за выбросы, сбросы загрязняющих веществ, промышленные отходы;

  • планировании мероприятий по снижению выбросов, сбросов загрязняющих веществ, образования промышленных отходов.


    image


    Издание официальное

      1. Положения настоящего стандарта обязательны для применения дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром», осуществляющими основные виды производственной и природоохранной деятельности при транспорте и хранении газа.


    1. Нормативные ссылки


      В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 10289-79 Масло для судовых газовых турбин. Технические условия

      ГОСТ 12.0.003-74 Система стандартов безопасности труда. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация

      ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

      ГОСТ 17.1.1.01-77 Охрана природы. Гидросфера. Использование и охрана вод. Основные термины и определения

      ГОСТ 17.2.1.03-84 Охрана природы. Атмосфера. Термины и определения контроля загрязнения

      ГОСТ 25150-82 Канализация. Термины и определения ГОСТ 27065-86 Качество вод. Термины и определения

      ГОСТ 30772-2001 Ресурсосбережение. Обращение с отходами. Термины и определения ГОСТ Р 8.563-96 Государственная система обеспечения единства измерений. Методи-

      ки выполнения измерений

      СТО Газпром 11-2005 Методические указания по расчету валовых выбросов углеводородов (суммарно) в атмосферу в ОАО «Газпром»

      СТО Газпром 12-2005 Каталог отходов производства и потребления дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром»

      СТО Газпром 2-3.5-038-2005 Инструкция по проведению контрольных измерений вредных выбросов газотурбинных установок на компрессорных станциях

      СТО Газпром 2-3.5-039-2005 Каталог удельных выбросов вредных веществ газотурбинных газоперекачивающих агрегатов

      СТО Газпром 2.1.19-182-2007 Руководство по составлению проектов утилизации промышленных сточных вод при эксплуатации ПХГ в пористых пластах

      СТО Газпром 2-1.19-200-2008 Методика определения региональных коэффициентов трансформации оксидов азота на основе расчетно-экспериментальных данных

      СТО Газпром 2-1.19-332-2009 Технические нормативы выбросов. Газоперекачивающие агрегаты ОАО «Газпром»

      СТО Газпром 060-2009 Классификатор источников выбросов загрязняющих веществ дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром»

      Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


    2. Термины, определения и сокращения


      1. В настоящем стандарте применены термины в соответствии с Водным кодексом Российской Федерации [1], Федеральными законами «Об охране окружающей среды» [2],

        «Об охране атмосферного воздуха» [3], «Об отходах производства и потребления» [4], ГОСТ 17.1.1.01, ГОСТ 17.2.1.03, ГОСТ 25150, ГОСТ 27065, ГОСТ 30772, СТО Газпром 2-3.5-038,

        СТО Газпром 2-3.5-039, СТО Газпром 11, а также следующие термины с соответствующими определениями:

        1. валовой сброс загрязняющего вещества: Сброс в природный водный объект со сточными водами массы загрязняющего вещества от всех источников загрязнения за отчетный период времени.

        2. выброс загрязняющего вещества в атмосферу: Кратковременное или за определенное время поступление в окружающую воздушную среду загрязняющих веществ от одного или группы объектов.

        3. промышленные отходы (отходы производства и потребления): Остатки сырья, материалов, полуфабрикатов, иных изделий или продуктов, которые образовались в результате производственной деятельности, а также товары (продукция), утратившие свои потребительские свойства.

      2. В настоящем стандарте применены следующие сокращения: АВО – аппарат воздушного охлаждения;

        АКБ – аккумуляторные батареи;

        БПК – биохимическое потребление кислорода; ВМР – водометанольный раствор;

        ГМД – газомоторный двигатель; ГМК – газомоторный компрессор; ГПА – газоперекачивающий агрегат; ГРП – газораспределительный пункт;

        ГРС – газораспределительная станция;

        ГСМ – горюче-смазочные материалы; ГСП – газосборный пункт;

        ГТУ – газотурбинная установка; ГФУ – газофакельная установка;

        ДКС – дожимная компрессорная станция; ДЭГ – диэтиленгликоль;

        ЗВ – загрязняющие вещества;

        ЗРА – запорно-регулирующая арматура; ИЗА – источник загрязнения атмосферы; КС – компрессорная станция;

        КЦ – компрессорный цех;

        ЛОС – локальные очистные сооружения; ОС – очистные сооружения;

        ОБУВ – ориентировочный безопасный уровень воздействия; ПАВ – поверхностно-активные вещества;

        ПДВ – предельно допустимый выброс;

        ПДК – предельно допустимая концентрация; ПХГ – подземное хранилище газа;

        СВ – сточные воды;

        СЗЗ – санитарно-защитная зона;

        СПАВ – синтетические поверхностно-активные вещества; ТБО – твердые бытовые отходы;

        ТУ – технические условия; ТЭГ – триэтиленгликоль;

        ХПК – химическое потребление кислорода.


    3. Общие положения


      1. Обязательность учета и регулирования выбросов, сбросов ЗВ, промышленных отходов на территории Российской Федерации определена Водным кодексом Российской Федерации [1], Федеральными законами «Об охране окружающей среды» [2], «Об охране атмосферного воздуха» [3], «Об отходах производства и потребления» [4].

      2. При выполнении расчетов выбросов, сбросов ЗВ, промышленных отходов следует использовать результаты аналитических (инструментальных) измерений и расчетные данные по оценке параметров в соответствии со следующими нормативными документами:

        выбросы ЗВ: ВРД 39-1.13-035-2001 [5], ВРД 39-1.13-034-2001 [6], ВРД 39-1.13-051-2001 [7],

        РМ 62-91-90 [8], РД 39.142-00 [9]; СТО Газпром 2-3.5-038, СТО Газпром 2-3.5-039;

        СТО Газпром 11;

        сбросы ЗВ: СТО Газпром 2-1.19-182, СП 111-34-96 [10];

  • промышленные отходы: СТО Газпром 12.


    1. Характеристика объектов транспорта и хранения газа как источников выбросов, сбросов загрязняющих веществ, промышленных отходов


      1. Характеристика объектов транспорта и хранения газа как источников загрязнения окружающей среды

        1. Объекты транспорта и хранения газа включают:

  • объекты основного назначения;

  • объекты вспомогательного назначения;

  • объекты непроизводственного назначения.

        1. Объекты основного назначения транспорта и хранения газа

          1. Источники загрязнения окружающей среды на объектах транспорта газа представлены в таблице 5.1.


            Таблица 5.1 – Источники загрязнения окружающей среды на объектах транспорта газа


            Технологическая операция

            Технологический объект

            Сооружение


            Компримирование газа


            КС (КЦ)

            ГПА (ГТУ, ГМК)

            АВО

            Установка очистки газа (пылеуловители, фильтры)

            Газопроводы «малого» и «большого» контура

            Блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа

            Система маслоснабжения


            Транспортирование газа


            МГ

            Газопровод

            Лупинг

            Линейный кран

            Камера запуска и приема поршня


          2. Источники загрязнения окружающей среды на объектах хранения газа представлены в таблице 5.2.

            Таблица 5.2 – Источники загрязнения окружающей среды на объектах хранения газа


            Технологическая операция

            Технологический объект

            Сооружение


            Сбор газа


            Газосборная сеть

            Скважина

            Шлейф

            ГСП

            Установка отключающих устройств

            Блок замерных сепараторов


            Подготовка газа


            Установки подготовки газа

            Установка первичной очистки газа (пробкоуловители, газосепараторы)

            Установка осушки газа (абсорбция гликолями, низкотемпературная сепарация)

            Установка регенерации метанола

            Установка регенерации гликолей

            Узел замера газа

            Узел подключения к МГ


            Компримирование газа


            КС (КЦ)

            ГПА (ГМК, ГТУ)

            АВО

            Установка очистки газа (пылеуловители, фильтры)

            Газопроводы «малого» и «большого» контура

            Блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа

            Система маслоснабжения


        2. Объекты вспомогательного назначения транспорта и хранения газа

          Источники загрязнения окружающей среды на объектах вспомогательного производства транспорта и хранения газа приведены в таблице 5.3.

          Таблица 5.3 – Источники загрязнения окружающей среды на объектах транспорта и хранения газа


          Технологическая операция

          Технологический объект, сооружение


          Сбор, подготовка, компримирование, транспорт газа

          Склад метанола с насосной

          Маслохозяйство (склад ГСМ с насосной, установка регенерации масла)

          Емкости ДЭГ/ТЭГ

          Факельная установка

          Газогенераторные установки (газотурбинные и дизельные электростанции)

          Система теплоснабжения (котельная, тепловые сети)

          Система водопользования (установка водоподготовки, очистные сооружения)

          Ремонтно-механический цех (участок центрального ремонта и ремонтно-эксплуатационный блок)

          Автотранспортное хозяйство

        3. Объекты непроизводственного назначения

    Источники загрязнения окружающей среды на объектах непроизводственного назначения предприятий транспорта и хранения газа приведены в таблице 5.4.

    Таблица 5.4 – Источники загрязнения окружающей среды на объектах транспорта и хранения газа


    Технологическая операция

    Технологический объект, сооружение


    Сбор, подготовка, компримирование, транспорт газа

    Административно-бытовой блок

    Столовая

    Химическая лаборатория


      1. Источники выбросов загрязняющих веществ

        1. Источники выбросов ЗВ объектов транспорта и хранения газа основного и вспомогательного назначения приведены в таблице 5.5.

          Таблица 5.5 – Перечень источников загрязнения и загрязняющих веществ объектов транспорта и хранения газа



          Производственные объекты


          Технологическая операция


          Источники выделения ЗВ


          Источники выброса ЗВ


          Загрязняющие компоненты, вещества

          Методы расчета выбросов ЗВ

          (раздел СТО

          Газпром)


          Основного назначения


          Сбор газа

          Газовые скважины, шлейфы

          Свечи стравливания

          Природный газ

          7.6

          Установка сепарации газа

          Свечи стравливания

          Природный газ

          7.6

          ГСП, газораспределительный пункт (контрольно-распределительный пункт)


          Свечи стравливания


          Природный газ


          7.6


          Теплогенератор (котлоагрегат)


          Дымовая труба

          Оксид и диоксид азота, оксид углерода, бенз(а)пирен


          7.14


          Подготовка газа

          Абсорберы


          Свечи стравливания


          Природный газ, шлам


          7.6

          Фильтры-сепараторы

          Пылеуловители

          Установка регенерации метанола


          Дымовые трубы

          Оксид и диоксид азота, оксид углерода, природный газ


          7.5

          Установка регенерации ДЭГ (ТЭГ)

          Окончание таблицы 5.5




          Производственные объекты


          Технологическая операция


          Источники выделения ЗВ


          Источники выброса ЗВ


          Загрязняющие компоненты, вещества

          Методы расчета выбросов ЗВ

          (раздел СТО

          Газпром)


          Основного назначения


          Компримирование газа


          ГТУ, ГМК


          Выхлопные трубы

          Оксид и диоксид азота, оксид углерода, диоксид углерода, природный газ


          7.1,

          7.4

          Свечи пуска, стравливания

          Природный газ

          7.6

          Маслобаки ГПА

          Свечи (воздушники)

          Масло минеральное нефтяное

          7.3


          Дегазаторы ГПА


          Свечи

          Углеводороды (метан), масло минеральное нефтяное


          7.2

          Подогреватели газа

          Дымовые трубы

          Оксид и диоксид азота, оксид углерода

          7.5

          АВО газа

          Свечи стравливания

          Природный газ

          7.6

          Газопроводы

          «малого» и «большого» контура


          Свечи стравливания


          Природный газ


          7.6


          Транспорт газа

          Газопровод


          Свечи стравливания


          Природный газ


          7.6

          Лупинг

          Линейные краны

          Камеры запуска и приема поршня


          Вспомогательного назначения


          Сбор, подготовка, компримирование, транспорт газа

          Котельная промплощадки


          Дымовые трубы

          Оксид и диоксид

          азота, оксид углерода, бенз(а)пирен


          7.14

          Факельная установка


          Факел

          Оксид и диоксид

          азота, оксид углерода, метан, сажа


          7.12

          Емкости метанола


          Дыхательные клапана (дефлекторы)

          Метанол

          7.8

          Емкости масла

          Масло минеральное нефтяное

          7.11

          Емкости керосина (дизтоплива)

          Керосин, сероводо-

          род, углеводороды С12–С19


          7.11


          Дизельная электростанция


          Дымовые трубы

          Оксид и диоксид

          азота, оксид углерода, бенз(а)пирен, углеводороды предельные С6–С12 , диоксид серы, сажа, формальдегид


          7.13

        2. К источникам выбросов ЗВ относят операции по продувке и опорожнению (стравливанию) технологического оборудования и коммуникаций:

  • технологические операции, связанные с выбросом компонентов природного газа в атмосферу, при пуске и остановке газотурбинных ГПА;

  • проведение ремонтных работ (стравливание газа из технологических коммуникаций

цеха);


  • продувка пылеуловителей и сепараторов;

  • продувка газопроводов и шлейфов скважин;

  • освоение и режимные исследования скважин;

  • плановые технические освидетельствования оборудования, предусмотренные регла-

    ментом.

        1. Классификацию источников выбросов ЗВ проводят согласно СТО Газпром 060-2009

          «Классификатор источников выбросов загрязняющих веществ дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром».

        2. К источникам выбросов ЗВ непрерывного действия относят:

          • выхлопные трубы ГПА;

          • свечи маслобаков и дегазаторов.

            К источникам выбросов ЗВ периодического действия относят источники залповых выбросов природного газа.

            К высокотемпературным источникам выбросов ЗВ относят выхлопные и дымовые трубы, свечи маслобаков.

            К низкотемпературным источникам выбросов ЗВ относят продувочные свечи стравливания и опорожнения.

        3. Учет выбросов ЗВ стационарных источников загрязнения атмосферы и расчет параметров выбросов ЗВ объектов транспорта и хранения газа основного и вспомогательного назначения проводят в соответствии с положениями Методического пособия [11].

          Расчет параметров выбросов ЗВ в атмосферу объектов транспорта и хранения газа выполняют с учетом положений методических документов Перечня [12].

        4. Учет выбросов ЗВ в атмосферу от объектов вспомогательного назначения (ремонтно-механический цех и автотранспортное хозяйство), объектов непроизводственного назначения, дающих минимальный вклад в уровень загрязнения атмосферного воздуха района расположения объектов транспорта или хранения газа проводят в соответствии с методиками, приведенными в таблице А1 (приложение А).

      1. Источники сбросов загрязняющих веществ

        1. Источники сбросов ЗВ со сточными водами объектов транспорта и хранения газа приведены в таблице 5.6.

          Таблица 5.6 – Источники сбросов загрязняющих веществ со сточными водами объектов транспорта и хранения газа



          Производственные объекты


          Технологическая операция


          Технологические объекты


          Источник образования СВ


          Методы расчета объемов

          сточных вод, массы сброса ЗВ (раздел

          СТО Газпром)


          Основного назначения


          Сбор газа


          Скважины

          Солянокислотная обработка скважин

          8.1.1.1

          Промывка скважин

          8.1.1.2

          Шлейфы

          Очистка и испытание газопроводов

          Согласно

          СП 111-34-96 [10]

          ГСП

          Установка отключающих устройств

          Блок замерных сепараторов


          Промывка технологического оборудования


          8.1.1.3


          Подготовка газа


          Установка первичной очистки газа (пробкоуловители, газосепараторы)

          Отделение попутной

          воды от природного газа


          8.1.2.1

          Промывка технологического оборудования

          Установка осушки газа (абсорбция гликолями, НТС)

          Промывка технологического оборудования

          8.1.2.2, 8.1.2.3


          Установка регенерации метанола

          Отделение кубового остатка


          8.1.2.5

          Промывка технологического оборудования


          Установка регенерации гликолей

          Отделение абсорбированной (рефлюксной) воды


          8.1.2.4

          Промывка технологического оборудования


          Компримирование газа

          КС (ГПА, установка очистки газа, газопроводы «малого» и

          «большого» контура, блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа, система маслоснабжения)

          Промывка технологического оборудования


          8.1.3

          Отделение попутной воды от природного газа

          Очистка и испытание газопроводов

          Согласно

          СП 111-34-96 [10]

          Транспорт газа

          МГ (газопроводы, лупинги, линейные краны, камеры запуска и приема поршня)

          Очистка и испытание газопроводов

          Согласно

          СП 111-34-96 [10]

          Окончание таблицы 5.6



          Производственные объекты


          Технологическая операция


          Технологические объекты


          Источник образования СВ


          Методы расчета объемов сточных вод, массы сброса ЗВ (раздел

          СТО Газпром)


          Вспомогательного назначения


          Сбор, подготовка,

          компримирование, транспорт газа


          Система теплоснабжения (котельная, тепловые сети)

          Продувка котлов


          8.2.1

          Регенерация ионообменных фильтров, взрыхление и отмывка катионита, промывка фильтров

          Система водопользо-

          вания (установка водоподготовки, очистные сооружения)

          Пополнение оборотной системы


          8.2.2

          Промывка технологического оборудования


          Ремонтно-механический цех

          Промывка технологического оборудования


          8.2.3

          Охлаждение двигателей станков

          Автотранспортное хозяйство

          Мытье машин, деталей и оборудования

          8.2.3


          Непроизводственного назначения


          Сбор, подготовка,

          компримирование, транспорт газа

          Административнохозяйственный блок

          Питьевые, гигиенические, бытовые нужды работников и служащих

          8.3.1,

          8.3.2

          Столовая

          Приготовление пищи, мытье посуды

          8.3.3

          Химическая лаборатория

          Мытье лабораторной посуды и оборудования

          8.3.4


        2. При рассмотрении источников сбросов ЗВ следует учитывать сбросы небалансового (забалансового) водоотведения объектов транспорта и хранения газа: попутные воды, извлекаемые с природным газом и отделяемые при очистке, сепарации и осушке газа, а также поверхностные сточные воды с территории предприятий.

        3. Расчет объемов образования поверхностных сточных вод и массы сброса ЗВ с территории предприятий транспорта и хранения газа следует проводить согласно разделу 8.4 настоящего стандарта.

      2. Источники промышленных отходов

    Источники и виды промышленных отходов объектов транспорта и хранения газа приведены в таблице 5.7.

    Таблица 5.7 – Перечень источников и видов промышленных отходов объектов транспорта и хранения газа



    Производственные объекты


    Технологическая операция


    Технологические объекты


    Виды промышленных отходов

    Методы расчета объемов промышленных отходов (раздел СТО Газпром)


    Основного назначения


    Сбор газа

    Шлейфы

    Нефтешлам


    9.1.1


    ГСП

    Механические примеси

    в виде песка, глины, продуктов коррозии; пластовая вода, содержащая растворенные соли и метанол; углеводороды


    Подготовка газа

    Установка первичной очистки газа (пробкоуловители, газосепараторы)


    Шлам от первичной сепарации газа


    9.1.2

    Установка осушки газа гликолями

    Ветошь, загрязненная ДЭГ/ТЭГ; шлам от очистки оборудования

    Установка НТС

    Шлам от сепарации газа


    Компримирование газа


    ГПА (ГМК, ГТУ, ЭГПА)

    Фильтры загрязненные, сальниковые уплотнения, ветошь промасленная, отходы теплоизоляции


    9.1.3

    Установка очистки газа (пылеуловители, фильтрысепараторы)

    Конденсат, загрязненный механическими примесями

    Блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа


    Силикагель отработанный, фильтры отработанные


    Система маслоснабжения

    Отработанные турбинные, авиационные, компрессорные масла, фильтры масляные отработанные


    Транспорт газа

    Газопроводы, лупинги

    Отходы теплоизоляции


    9.1.4


    Линейные краны

    Отработанные масла, смазки (литол, солидол, тавот), ветошь промасленная


    Камеры запуска и приема поршня


    Шлам от очистки газопроводов

    Окончание таблицы 5.7




    Производственные объекты


    Технологическая операция


    Технологические объекты


    Виды промышленных отходов

    Методы расчета объемов промышленных отходов (раздел СТО Газпром)


    Вспомогательного назначения


    Сбор, подготовка, компримирование, транспорт газа


    Система теплоснабжения (котельная, тепловые сети)

    Отработанные масла

    и смазки (литол, солидол, тавот), ветошь промасленная, окалина, отходы теплоизоляции, отходы футеровки


    9.2.6

    Система электроснабжения (трансформаторная подстанция, дизельная электростанция собственных нужд)

    Отработанные трансформаторные масла, промасленная ветошь, лампы и лампы накаливания, обрезки кабеля, дизельное топливо


    9.2.1

    Система водопользования (установка водоподготовки, очистные сооружения)

    Сульфоуголь отработанный, осадок с песколовок, отстойников, нефтешлам


    9.2.5


    Ремонтно-механический цех (механический цех, сварочный пост, столярная мастерская, ремонтно-строительная группа и др.)

    Смазочно-охлаждающая жид-


    9.2.4

    кость, отработанное индустриаль-

    ное масло, стружка, лом металлов,

    остатки абразивных кругов, абразивная и металлическая пыль, паронитовые прокладки, огарки электродов, опилки, стружки, обрезь древесины, жестяные банки из-под краски, обрезки линолеума, бой стекла, бой кир-

    пичной кладки, отходы асбоце-

    мента, цемента, бой бетонных

    изделий


    Автотранспортное хозяйство

    Изношенные шины с тканевым и металлическим кордом, нефтяная эмульсия от мойки автотранспорта, отработанные: масла и дизтопливо, аккумуляторы, накладки тормозных колодок, фильтры топливные


    9.2.2


    Маслохозяйство

    Дизельное топливо, масла, нефтешлам от зачистки резервуаров, песок


    9.2.3


    Непроизводственного назначения

    Административно-хозяйственный блок

    Отходы бумаги и картона, твердые бытовые отходы, смет с территории, уборка помещений


    9.3.1

    Столовая

    Пищевые отходы, бой стекла

    9.3.2


    Химическая лаборатория

    Тара из-под химических реактивов, отработанные масла и органические растворители


    9.3.3

    1. Характеристика загрязняющих веществ, поступающих в окружающую среду с выбросами, сбросами и промышленными отходами от технологического оборудования основного и вспомогательного производств объектов транспорта и хранения газа


      1. Характеристика загрязняющих веществ, поступающих в окружающую среду с выбросами

        1. ЗВ, выбрасываемые при технологических операциях в атмосферу, принадлежат к следующим группам:

          • неметаллы и их соединения;

          • углеводороды предельные;

          • углеводороды непредельные;

          • углеводороды ароматические;

          • спирты и фенолы;

          • эфиры;

          • альдегиды;

          • технические смеси.

        2. ЗВ суммируются по следующим категориям:

          • газообразные и жидкие;

          • прочие газообразные и жидкие летучие органические соединения;

          • сумма оксидов азота.

        3. В соответствии с классификацией по ГОСТ 12.1.007 выбрасываемые ЗВ принадлежат, в основном, к 3–4-му классу опасности (3-й класс – умеренно опасные, 4-й класс – малоопасные).

        4. Наиболее распространенными ЗВ, поступающими в атмосферу от объектов

          транспорта и хранения газа, являются оксиды азота (NOx), оксид углерода (СО), углеводороды предельные.

        5. Гигиенические нормативы ЗВ в атмосфере, поступающих с выбросами от технологического оборудования объектов основного и вспомогательного назначения, приведены в таблице 6.1.

    Таблица 6.1 – Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу от объектов транспорта и хранения газа



    Наименование вещества


    Код вещества


    Класс опасности

    Концентрация*, мг/м3

    максимально-разовая / среднесуточная

    населенный пункт

    рабочая зона

    Неметаллы и их соединения

    Оксиды азота (в пересчете на NO2)

    3

    0,2 / 0,04

    -

    Азот (IV) оксид (азота диоксид)

    301

    3

    0,2 / 0,04

    3 / -

    Азот (II) оксид (азота оксид)

    304

    3

    0,4 / 0,06

    5 / -

    Углерод черный (сажа)

    328

    3

    0,15 / 0,005

    / 4

    Сера диоксид

    330

    3

    0,5 / 0,05

    10 / -

    Сероводород

    333

    2

    0,008 / -

    10 / -

    Оксид углерода

    337

    4

    5 / 3

    20 / -

    Диоксид углерода

    4

    27000 / 9001

    Углеводороды предельные

    Метан

    410

    4

    (ОБУВ) 50

    7000 / -

    Смесь углеводородов, С1–5 (без метана)

    415

    (ОБУВ) 50 / -

    -

    Смесь углеводородов, С6–10

    416

    4

    (ОБУВ) 30 / -

    900 / 300

    Углеводороды непредельные

    Амилены (пентилены)

    501

    4

    1,5

    Углеводороды ароматические

    Бензол

    602

    2

    0,3 / 0,1

    15 / 5

    Ксилол (смесь изомеров)

    616

    3

    0,2 / -

    150 / 50

    Стирол

    620

    2

    0,04 / 0,002

    30 / 10

    Толуол

    621

    3

    0,6 / -

    150 / 50

    Этилбензол

    627

    3

    0,02

    150 / 50

    Бенз/а/пирен (3,4-бензпирен)

    703

    1

    / 0,000001

    / 0,00015

    Спирты и фенолы

    Метанол (спирт метиловый)

    1052

    3

    1,0 / 0,5

    15 / 5

    ДЭГ

    1023

    4

    / 0,2

    10 / -

    Альдегиды

    Формальдегид

    1325

    2

    0,035 / 0,003

    0,5 / -

    Технические смеси

    Масло минеральное нефтяное

    2735

    3

    (ОБУВ) 0,05 / -

    5 / -

    * По Гигиеническим нормативам [13–16].

      1. Характеристика загрязняющих веществ, поступающих в окружающую среду со сбросами

        1. Со сточными водами объектов транспорта и хранения газа в окружающую среду поступают следующие ЗВ:

          • взвешенные вещества (механические примеси);

          • легкоокисляемые органические вещества;

          • биогенные вещества (соединения азота и фосфора);

          • соли (сульфаты, хлориды и др.);

          • металлы (железо и др.);

          • специфические загрязнители (нефтепродукты, метанол, фенолы, гликоли) и др.

        2. ЗВ, поступающие в окружающую среду со сбросами, классифицируют по происхождению как:

          • неорганические (минеральные);

          • органические;

          • бактериальные.

        1. Неорганические (минеральные) ЗВ – это растворенные минеральные соли, металлы, взвешенные вещества (песок, частицы глины) и др.

        2. Органические ЗВ – это нефтепродукты, органические остатки, спирты, амины, гликоли, ПАВ и др.

        3. Бактериальные ЗВ – это различные микроорганизмы в виде дрожжевых и плесневых грибков, мелких водорослей и разнообразных бактерий, в том числе болезнетворных.

      1. Соотношение неорганических (минеральных), органических и бактериальных загрязнителей в сточных водах изменяется в широких пределах и обусловлено спецификой и масштабами промышленных предприятий.

      2. ЗВ, поступающие в окружающую среду со сбросами, классифицируют по степени опасности для человека как умеренно опасные (3-й класс) и малоопасные (4-й класс).

      3. При определении требований к содержанию ЗВ в сбросах и воде поверхностных водных объектов следует руководствоваться следующими нормативными документами: СанПиН 2.1.5.980-00 [17], ГН 2.1.5.1315-03[18], Перечень [19].

    1. Характеристика загрязняющих веществ, поступающих в окружающую среду с промышленными отходами

      1. Характеристика компонентного состава промышленных отходов представлена в разделе 5 СТО Газпром 12.

      2. Класс опасности компонентов промышленных отходов принимают в соответствии с приложением Б СТО Газпром 12.

      3. Классификация и кодификация промышленных отходов осуществляется в соответствии с Федеральным классификационном каталогом отходов [20, 21].


7 Методы расчета объемов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при выполнении технологических операций на объектах транспорта и хранения газа


7.1 Перечень методик расчета выбросов ЗВ в атмосферу при выполнении технологических операций на объектах транспорта и хранения газа приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 – Перечень методик расчета выбросов ЗВ



Объекты транспорта и хранения газа


Основного назначения


Вспомогательного назначения

Непроизводственного назначения


Расчет выбросов ЗВ газотурбинных газоперекачивающих агрегатов

Расчет выбросов ЗВ от резервуаров складов ГСМ объектов вспомогательного назначения


Параметры выбросов ЗВ от объектов вспомогательного и непроизводственного назначения определяют в соответствии с таблицей А.1 (приложение А)


Расчет выбросов ЗВ от свечей дегазаторов газоперекачивающих агрегатов

Расчет выбросов ЗВ от факельных установок сжигания углеводородных смесей

Расчет выбросов паров углеводородов из маслобаков газотурбинных газоперекачивающих агрегатов


Расчет выбросов ЗВ в атмосферу от дизель-генераторных установок

Расчет концентраций ЗВ в отработавших газах стационарных газомотокомпрессоров

Расчет выбросов ЗВ в атмосферу от котлоагрегатов системы теплоснабжения

Расчет вредных выбросов в атмосферу от трубчатых нагревательных печей

Расчет залповых выбросов продувочных газов (углеводородов) в атмосферу от технологических операций

Расчет выбросов ЗВ от неорганизованных источников выбросов

Расчет выбросов метанола от организованных и неорганизованных источников

Порядок учета трансформации оксидов азота в расчетах выбросов топливоиспользующего оборудования

Учет выбросов парниковых газов с отходящими газами топливоиспользующего оборудования

    1. Расчет выбросов загрязняющих веществ газотурбинных газоперекачивающих агрегатов объектов транспорта и хранения газа

      1. Расчет параметров выбросов ЗВ эксплуатируемых газотурбинных ГПА выполняют с учетом положений СТО Газпром 2-3.5-038, СТО Газпром 2-3.5-039 на основании обработки результатов экспериментальных замеров (протоколов ведомственного контроля) отходящих газов на выхлопных трубах ГПА, полученных на режиме максимальной рабочей мощности.

        Расчет выбросов ЗВ в атмосферу с отходящими газами проектируемых и реконструируемых объектов с газотурбинными ГПА выполняют по величинам удельных выбросов ЗВ с учетом положений СТО Газпром 2-1.19-332-2009.

      2. Расчет параметров выбросов ЗВ с отходящими газами эксплуатируемых газотурбинных ГПА по результатам экспериментальных замеров

        Концентрацию ЗВ (компонента i), приведенную к 15 % содержанию кислорода (по объему), содержащуюся в 1 м3 сухих продуктов сгорания при 0 °С и 0,1013 МПа, т.е. при-

        i

        веденную концентрацию C15

        , мг/м3, вычисляют по формуле



        C

        15

        i


        где C i – концентрация ЗВ, мг/м3;

        Ci

        20, 95 15 ,

        20,95 O2


        (7.2.1)

        O2 – объемная концентрация кислорода в сухих продуктах сгорания, %.

        Содержание кислорода O2, % об., диоксида углерода CO2, % об., в сухих продуктах сгорания вычисляют по формулам

        O2

        2 (αв 1)

        image

        9,524 в 1

        100,


        (7.2.2)


        CO2

        image

        12 (20,95 O2 ),

        20,95


        (7.2.3)


        где в – коэффициент избытка воздуха.

        Массовое количество выброса – мощность выброса Мi, г/с, компонента i с продуктами сгорания в единицу времени – вычисляют по формуле

        Mi Ci Kв Q2 103,

        (7.2.4)

        где Q2 – объемный расход влажных продуктов сгорания ГТУ при 0 °С и 0,1013 МПа, м3/с;

        Кв – коэффициент соотношения объемных расходов (сухого и влажного) продуктов сгорания.

        Коэффициент соотношения объемных расходов сухих и влажных продуктов сгорания вычисляют по формуле

          0,105 89,5

        image

        image

        Кв в ,

        (7.2.5)

        в 0,105 110,5 О2


        2

        где О

        – измеренная концентрация кислорода в пробе, %.

        3

        Расход сухих отработавших газов на срезе выхлопной шахты (трубы), О2 м /с, для всех

        типов ГТУ с нерегулируемой силовой турбиной вычисляют по формуле

        0,8 0,5

        P 288

        P

        Q2 Q0 ⎜ 4

        ⎟ 

        a Кв,

        (7.2.6)

        2 P 0 T

        0,1013

        4

        3


        0 3

        где Q2 – расход влажных отработавших газов, м /с, на номинальном режиме;

        P4 – абсолютное давление за компрессором ГТУ, МПа;

        0

        P4

        МПа;

        – абсолютное давление за осевым компрессором ГТУ на номинальном режиме,

        T3 – температура перед компрессором ГТУ на режиме испытаний, К;

        Pa – барометрическое давление, МПа.

        Объемный расход влажных продуктов сгорания Q2, м3/с, на срезе патрубка ГТУ (при 0 °С и 0,1013 МПа) вычисляют по формуле

        G

        Q2

        image

        2 ,

        20

        (7.2.7)


        где G2 – массовый расход продуктов сгорания, кг/с;

        20 – плотность продуктов сгорания газа при 0 °С и 0,1013 МПа, кг/м3, определяют по таблице 7.2.


        Таблица 7.2 – Плотность продуктов сгорания в зависимости от коэффициента избытка воздуха в


        в

        1

        2

        3

        4

        5

        6

        7

        8

        9

        10

        20

        1,237

        1,263

        1,272

        1,276

        1,280

        1,282

        1,284

        1,285

        1,286

        1,288


        Коэффициент избытка воздуха в – отношение поступившего в установку воздуха к его

        количеству, необходимому для полного сгорания топлива, вычисляют в соответствии со стехиометрическими уравнениями по формуле

        в

        image

        G2 Gтг .

        (7.2.8)

        Gтг L0

        где GТГ – массовый расход топливного газа, кг/с;

        L0 – количество воздуха, необходимое для стехиометрического сгорания топлива, кг/кг, принимают равным 17,16 кг/кг.

        Объемный расход влажных продуктов сгорания на срезе патрубка ГТУ Q, м3/с, при их фактической температуре T2, К, вычисляют по формуле

        T

        Q Q2

        image

        2 .

        273

        (7.2.9)


        Объемный расход влажных продуктов сгорания на срезе выхлопной трубы ГТУ

        Q, м3/с, при их фактической температуре T6, К, вычисляют по формуле

        G T

        Q

        image

        6

        20

        image

        6 ,

        273

        (7.2.10)


        где G6 = G2 – массовый расход продуктов сгорания на срезе выхлопной трубы, кг/с.

        Массовый расход продуктов сгорания на срезе патрубка ГТУ G2, кг/с, вычисляют по формуле

        G2 G3 Gтг ,

        где G3 – массовый расход циклового воздуха, кг/с;

        GТГ – массовый расход топливного газа, кг/с.

        Массовый расход топливного газа Gтг, кг/с, вычисляют по формуле

        (7.2.11)

        qтг 0

        image

        Gтг  тг ,

        3600


        где qтг – объемный расход топливного газа, м3/ч (при 20 °С и 0,1013 МПа);

        (7.2.12)

        тг

        0 – плотность топливного газа (принимают 0,668), кг/м3 (при 20 °С и 0,1013 МПа). Объемный расход топливного газа qтг, м3/ч, вычисляют по формуле

        3,6 Ne 6

        image

        р е

        qтг Qн 10 ,

        (7.2.13)

        н 3

        где Qр – низшая теплота сгорания топлива, кДж/м ;

        Ne – мощность газотурбинного привода, МВт;

        e – эффективный КПД газотурбинного привода.

      3. В расчете выбросов ЗВ в атмосферу с отходящими газами проектируемых и реконструируемых производственных объектов с газотурбинными ГПА используют удельные выбросы ЗВ на единицу топливного и условного топлива, единицу работы и тепловой мощности, единицу подачи газа нагнетателем по каждому типоразмеру ГПА, установленные как максимально допустимые на номинальном режиме эксплуатации.

    1. Расчет выбросов загрязняющих веществ от свечей дегазаторов газоперекачивающих агрегатов

      1. Расчет выбросов паров масла минерального нефтяного вместе с растворенными углеводородами (метаном) от свечей дегазаторов эксплуатируемых ГПА из системы маслоуплотнения вала нагнетателя выполняют с использованием программных средств в соответствии с Перечнем [22].

        Расчет выбросов ЗВ в атмосферу от свечей дегазаторов проектируемых и реконструируемых производственных объектов с газотурбинными ГПА выполняют по величинам удельных выбросов ЗВ с учетом положений СТО Газпром 2-1.19-332-2009.

      2. Расчет мощности выбросов углеводородов (по метану) М, г/с, в атмосферу от свечей дегазаторов ГПА вычисляют по формуле

        MCH4 VCH4 1000,

        где – плотность метана при температуре выброса, кг/м3;

        (7.3.1)

        4

        VСН

        – объемный расход выброса метана, м3/с, вычисляют по формуле


        о

        VCH4

        Q (Г Г

        image

        3600 Т

        )Тв ,

        м


        (7.3.2)

        где Q – расход масла через систему уплотнения вала нагнетателя, м3/ч;

        Г, Г о – растворимость метана в масле, м33, при давлении 6,0 МПа и 0,10133 МПа соответственно и температуре 60 °C;

        Tв – температура выброса, K;

        Tм – температура растворенного метана, K.

        Плотность метана при температуре выброса , кг/м3, вычисляют по формуле

        P 

         ,


        где P – давление метана, P = 101325 Па;

        R Tв

        (7.3.3)


        муле

        – молекулярная масса метана, = 16,03 г/моль;

        R – универсальная газовая постоянная, R = 8314 Дж/кмольК.

      3. Мощность выброса масла минерального нефтяного М, г/с, вычисляют по фор-

        Mм Vм Cм 1000,

        где Vм – объем выброса масла, м3/с.


        (7.3.4)

        Концентрацию масла Cм, кг/м3, вычисляют по формуле

        P M

        Cм

        image

        s n ,

        22,4 P

        (7.3.5)


        где Ps – давление насыщенных паров масла при фактической температуре, гПа;

        Mn – молекулярная масса паров продукта, г/моль;

        P – абсолютное давление в линии отдува, гПа.

      4. Валовый выброс ЗВ G, т/год, вычисляют по формуле

G = M 3600 10 6 ,


(7.3.6)


где – время работы источника в течение года, ч.


    1. Расчет выбросов паров углеводородов из маслобаков газотурбинных газоперекачивающих агрегатов

      1. Расчет выбросов паров углеводородов (аэрозоль масла минерального нефтяного) через воздушный инжектор из маслобаков ГПА, поступающих в атмосферу со свечей, выполняют с использованием программных средств в соответствии с Перечнем [22].

        Расчет выбросов ЗВ в атмосферу от свечей маслобаков ГПА проектируемых и реконструируемых производственных объектов с газотурбинными ГПА выполняют по величинам удельных выбросов ЗВ с учетом положений СТО Газпром 2-1.19-332-2009.

      2. Количество выбросов в атмосферу паров углеводородов Пр, кг/ч, из маслобаков (резервуаров) за счет испарения вычисляют по формуле

        ж

        Пр 2,52 V p PS(38) Mп (K5X K5T )K6 K7 (1 ) 10 9,

        (7.4.1)


        р 3

        где V ж – расход масла, м /год;

        РS(38) – давление насыщенных паров углеводородов при температуре 38 °С, гПа, определяют в соответствии с 7.4.3;

        Mn – молекулярная масса паров углеводородов, принимается в соответствии с таблицей 7.3;

        К, К – поправочные коэффициенты, зависящие от давления насыщенных паров

        г

        углеводородов РS(38) и температуры газового пространства t р

        соответственно в холодное

        и теплое время года, определяют в соответствии с 7.4.4;

        К6 – поправочный коэффициент, зависящий от давления насыщенных паров и годовой оборачиваемости маслобаков, определяют в соответствии с 7.4.5;

        К7 – поправочный коэффициент, зависящий от технической оснащенности и режима эксплуатации, определяют в соответствии с 7.4.6;

        – коэффициент снижения выбросов инжектором, доли единицы.

        Таблица 7.3 – Значения молекулярной массы углеводородов в зависимости от средней температуры кипения t, °С


        t

        Мn

        t

        Мn

        t

        Мn

        t

        Мn

        t

        Мn

        t

        Мn

        20

        66,4

        50

        77,5

        80

        90,4

        120

        110,4

        180

        146,0

        280

        220,0

        25

        68,1

        55

        79,5

        85

        92,7

        130

        115,9

        190

        152,5

        305

        234,0

        30

        69,9

        60

        81,6

        90

        95,1

        140

        121,6

        200

        159,0

        330

        268,0

        35

        71,7

        65

        83,7

        95

        97,5

        150

        127,5

        210

        165,5

        360

        300,0

        40

        73,6

        70

        85,9

        100

        100,0

        160

        133,0

        230

        180,0

        410

        364,0

        45

        75,5

        75

        88,1

        110

        105,1

        170

        139,9

        255

        199,0

        460

        438,5


      3. Определение РS(38) давления насыщенных паров углеводородов

        Значение давления насыщенных паров РS(38) для углеводородов принимают по табли-

        це 7.4 в зависимости от значений эквивалентной температуры начала кипения масла. Эквивалентную температуру начала кипения масла tэкв, °С, вычисляют по формуле

        tэкв tнк

        image

        tкк tнк , 8,8

        (7.4.2)


        где tнк и tкк – температура соответственно начала и конца кипения масла, °С.

        Таблица 7.4 – Значение давления насыщенных паров РS(38), гПа, в зависимости от эквивалентной температуры начала кипения масла tэкв, °С


        tэкв

        PS(38)

        tэкв

        PS(38)

        tэкв

        PS(38)

        tэкв

        PS(38)

        60

        467

        120

        48

        200

        1,3

        340

        3,04 х 10-4

        70

        332

        130

        32

        220

        0,45

        360

        7,32 х 10-5

        80

        231

        140

        21

        240

        0,15

        380

        1,62 х 10-5

        90

        158

        150

        13,0

        260

        0,05

        400

        3,35 х 10-6

        100

        106

        160

        8,5

        280

        1,5 х 10-2

        420

        6,35 х 10-7

        110

        72

        180

        3,3

        300

        4,0 х 10-3

        440

        1,11 х 10-7

        320

        1,19 х 10-3

        460

        1,77 х 10-8


      4. Определение коэффициента К5

        Значения коэффициента К и К принимают по таблице 7.5. Для расчета температу-

        ры паров углеводородов маслобаков необходимы замеренные значения средних температур за шесть наиболее холодных и наиболее теплых месяцев года.

        Таблица 7.5 – Значения коэффициента К5



        Tг, °С

        РS(38), гПа

        > 966

        965–901

        900–834

        833–765

        764–701

        700–634

        633–567

        566–500

        при РS(38) = 966500 гПа

        -30 и менее

        0,051

        0,049

        0,046

        0,044

        0,042

        0,040

        0,039

        0,036

        -20

        0,087

        0,084

        0,081

        0,078

        0,075

        0,072

        0,069

        0,066

        -10

        0,148

        0,137

        0,134

        0,130

        0,126

        0,122

        0,118

        0,115

        0

        0,221

        0,216

        0,211

        0,207

        0,202

        0,197

        0,193

        0,188

        10

        0,331

        0,326

        0,321

        0,317

        0,312

        0,306

        0,302

        0,297

        20

        0,482

        0,477

        0,473

        0,468

        0,464

        0,459

        0,454

        0,450

        30

        0,679

        0,677

        0,674

        0,671

        0,668

        0,665

        0,663

        0,660

        50 и более

        0,933

        0,934

        0,935

        0,936

        0,937

        0,938

        0,939

        0,940

        1,253

        1,260

        1,268

        1,275

        1,282

        1,280

        1,297

        1,304

        при РS(38) = 50051 гПа

        -30 и менее

        0,034

        0,032

        0,031

        0,026

        0,022

        0,019

        0,017

        0,015

        -20

        0,064

        0,061

        0,058

        0,051

        0,045

        0,039

        0,036

        0,032

        -10

        0,111

        0,107

        0,104

        0,093

        0,084

        0,075

        0,070

        0,067

        0

        0,184

        0,179

        0,175

        0,161

        0,150

        0,138

        0,132

        0,125

        10

        0,292

        0,287

        0,282

        0,266

        0,251

        0,239

        0,232

        0,225

        20

        0,445

        0,441

        0,437

        0,421

        0,408

        0,394

        0,386

        0,381

        30

        0,657

        0,654

        0,652

        0,642

        0,633

        0,624

        0,620

        0,615

        40

        0,941

        0,942

        0,943

        0,946

        0,949

        0,952

        0,954

        0,955

        50 и более

        1,316

        1,319

        1,325

        1,355

        1,381

        1,407

        1,420

        1,433

        при РS(38) = 50,50,011 гПа

        -20

        0,025

        0,015

        0,009

        0,006


        0,032


        0,023


        0,053


        0,040

        -10

        0,053

        0,036

        0,025

        0,019

        0

        0,105

        0,080

        0,061

        0,045

        10

        0,195

        0,163

        0,135

        0,109

        0,087

        0,069

        20

        0,346

        0,311

        0,277

        0,245

        0,214

        0,185

        0,159

        0,134

        30

        0,587

        0,564

        0,537

        0,510

        0,482

        0,454

        0,426

        0,397

        40

        0,961

        0,976

        0,987

        0,999

        1,013

        1,027

        1,043

        1,058

        50

        1,509

        1,617

        1,728

        1,854

        2,000

        2,169

        2,365

        2,593

        60

        2,322

        2,584

        2,901

        3,281

        3,745

        4,311

        5,000

        5,871

        70

        3,412

        3,985

        4,689

        5,559

        6,678

        8,114

        9,967

        12,41

        80

        4,776

        5,951

        7,321

        9,062

        11,40

        14,54

        18,79

        24,72

        90

        6,659

        8,631

        11,09

        14,29

        18,76

        25,00

        33,84

        46,72

        100 и более

        9,076

        12,12

        16,37

        21,86

        29,80

        41,36

        58,36

        84,20

        при РS(38) = 11 x 10-31,3 х 10-5 гПа

        70

        15,05

        19,81

        25,33

        32,75

        43,47

        39,80

        77,50

        163,4

        80

        31,41

        44,11

        60,04

        82,02

        116,7

        110,8

        254,3

        660,0

        90

        62,04

        92,33

        132,2

        191,7

        287,3

        283,8

        770,0

        2406

        100

        116,3

        182,3

        273,8

        416,8

        660,7

        688,0

        2196

        8089

        120 и более

        358,2

        614,9

        898,8

        1554

        2664

        6406

        14150

        71446

        Для необогреваемых резервуаров температуру за шесть наиболее холодных месяцев вычисляют по формуле

        t К К t К t ,

        р р

        гх 1х 2х ах 3х жх

        (7.4.3)


        а за шесть наиболее теплых месяцев по формуле

        гт 4 1т 2т ат 3т жт

        t р К К К t К t р ,


        (7.4.4)


        где tах и tат – средние арифметические значения температуры атмосферного воздуха соответственно за шесть наиболее холодных и шесть наиболее теплых месяцев года, °С;

        К, К, К и К, К, К – поправочные коэффициенты, зависящие от температуры за шесть теплых и холодных месяцев, принимают по таблице 7.6;

        К4 – поправочный коэффициент принимают в зависимости от окраски поверхности резервуара и климатической зоны по таблице 7.7;

        t р р

        жт, t жх – средние температуры паров углеводородов в теплые и холодные месяцы.

        Среднюю температуру паров углеводородов обогреваемых резервуаров принимают равной температуре масла.

        Таблица 7.6 – Значения коэффициентов К1, К2, К3 в зависимости от температуры масла


        Период

        Температура в маслобаке,

        °С

        К1

        К2

        К3

        Шесть наиболее холодных месяцев

        < 25

        1,62

        0,19

        0,74

        25–40

        1,60

        0,15

        0,72

        40–60

        1,60

        0,10

        0,70

        > 60

        4,2

        0,06

        0,68

        Шесть наиболее теплых месяцев

        < 35

        6,10

        0,17

        0,36

        35–50

        0,30

        0,15

        0,75

        50–75

        0,40

        0,05

        0,83

        > 75

        8,95

        0,07

        0,65


        Таблица 7.7 – Значения коэффициента К4



        Характеристика окраски поверхности маслобака

        Климатическая зона

        южная

        средняя

        северная

        Окраска черная

        1,39

        1,22

        1,12

        Окраска алюминиевая

        1,14

        1,00

        0,92

        Теплоотражающая эмаль

        0,92

        0,81

        0,78


      5. Определение коэффициента К6

        Значение коэффициента К6 принимают по таблице 7.8 в зависимости от расположения производственного объекта в климатической зоне, давления насыщенных паров Рs(38) и годовой оборачиваемости маслобака n, которую вычисляют по формуле

        image

        V

        n ж ,

        Vp

        где Vж – объем масла, поступающего в маслобак в течение года, м3/год;

        Vр – объем маслобака, м3.

        Таблица 7.8 – Значения коэффициента К6


        (7.4.5)



        Значение годовой оборачиваемости маслобака n

        PS(38), гПа

        < 67

        67–133

        133–266

        266–399

        399–532

        > 532

        Для южной климатической зоны

        < 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

        1,98

        2,49

        3,00

        3,66

        28–31

        1,35

        1,46

        1,90

        2,35

        2,61

        3,15

        32–35

        1,34

        1,44

        1,83

        2,21

        2,44

        2,83

        Для средней климатической зоны

        12

        1,26

        1,40

        1,95

        2,50

        3,32

        4,01

        13–23

        1,25

        1,37

        1,87

        2,38

        2,98

        3,61

        24–27

        1,24

        1,35

        1,80

        2,26

        2,73

        2,33

        28–31

        1,23

        1,33

        1,70

        2,14

        2,37

        2,86

        32–35

        1,22

        1,31

        1,66

        2,01

        2,22

        2,68

        Для северной климатической зоны

        < 12

        1,20

        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


      6. Определение коэффициента К7

Значение коэффициента К7 принимают в зависимости от оснащенности техническими средствами сокращения потерь масла и режима эксплуатации (без указанных мероприятий

К7 = 0,3).

    1. Расчет концентраций загрязняющих веществ в отработавших газах стационарных газомотокомпрессоров

      1. Расчет концентраций ЗВ в отработавших газах на стационарных ГМК осуществляют с учетом положений ВРД 39-1.13-035-2001 [5].

      2. Приведенную концентрацию ЗВ (к условной концентрации кислорода в отрабо-

        15 3

        тавших газах 15 %) С i , мг/м , вычисляют по формуле (7.2.1).

      3. Массовую концентрацию ЗВ во влажных отработавших газах С (вл), мг/м3, вычисляют по формуле


        C

        о i(вл)

        С о

        image

        i(сух) ,

        Кв


        (7.5.1)


        где Кв – коэффициент соотношения сухих и влажных отработавших газов, вычисляют по формуле (7.2.5).

      4. Объемный расход влажных отработавших газов Q3(вл), м3/с, вычисляют по формуле

        3

        Q3(вл) 0,785 V3 d 2,

        где V3 – скорость отработавших газов, м/с;

        d3 – внутренний диаметр выхлопной трубы в точке замера скорости, м.


        (7.5.2)

        Объемный расход продуктов сгорания газа Q3, м3/с, при нормальных условиях (температура 0 °C, давление 0,1013 МПа) вычисляют по формуле

        G

        Q3

        image

        ТГ . 1,29

        (7.5.3)


        Массовый расход влажных продуктов сгорания G2, кг/с, вычисляют по формуле (7.2.11).

      5. Массовый выброс Мi (массовый выброс ЗВ в атмосферу в единицу времени), г/с, вычисляют по формуле

        Мi = Сi(сух) Кв Q3(вл) 10-3.


        (7.5.4)

        i

      6. Удельный выброс ЗВ (массовый выброс) mN, г/кВтч, на единицу мощности ГМК,

        вычисляют по формуле


        image

        i

        mN 3,6 Mi ,

        Ne

        где Nе – эффективная мощность ГМК, МВт.

        (7.5.5)

        i

      7. Удельный выброс ЗВ (массовый выброс) mТГ, г/м3, на единицу топливного газа

        ГМК, вычисляют по формуле


        image

        i

        mТГ 3600 Мi ,


        (7.5.6)

        QТГ

        где QТГ – объемный расход топливного газа, м3/ч (при 20 °С и 0,1013 МПа).

    2. Расчет вредных выбросов в атмосферу от трубчатых нагревательных печей

      1. Расчеты выбросов ЗВ при сжигании топлива в трубчатых нагревательных печах подогревателей топливного и пускового газа, подогревателей теплоносителя установок регенерации гликолей (ДЭГ, ТЭГ) и метанола выполняют с использованием программных продуктов в соответствии с Перечнем [22].

      2. Расчет вредных выбросов при сжигании топлива в трубчатых печах

        ,

        Количество выбросов сернистого ангидрида ПSO2

        кг/ч, вычисляют по формуле

        ПSO2

        0,01(2S В

        ж 1,88[H2S]Вг),

        (7.6.1)


        где Вж, Вг – расход жидкого и газообразного топлива соответственно, кг/ч; S – содержание серы в жидком топливе, масс. %;

        [H2S] – содержание сероводорода в газовом топливе, масс. %. Количество выбросов оксида углерода ПСО, кг/ч, вычисляют по формуле

        ПCO 1,5103 (Вж Вг ).


        (7.6.2)


        ,

        Количество выбросов метана ПСН4

        кг/ч, вычисляют по формуле

        ПCH4

        1,5104 (Вж Вг ).

        (7.6.3)


        х

        Количество суммарных выбросов оксидов азота ПNO , кг/ч, вычисляют по формуле

        ПNO

        x Vг CNOx

        106,


        (7.6.4)


        где Vг – объемный расход уходящих влажных продуктов сгорания, нм3/ч;

        х

        СNO – концентрация оксидов азота в продуктах сгорания, мг/нм3.

        ,

        Количество выбросов диоксида азота ПNO2

        кг/ч, вычисляют по формуле

        ПNO2

        0,05 П

        NOx .

        (7.6.5)


      3. Расход уходящих влажных продуктов сгорания Vг, кг/ч, вычисляют по формуле

        Vг 7,84 L (Вж Эж Вг Эг ),

        (7.6.6)


        где L – коэффициент избытка воздуха;

        Эж или ЭГ – энергетический эквивалент жидкого и газообразного топлива. Энергетический эквивалент жидкого и газообразного топлива для природного газа равен 1,66; для нефтяного попутного газа равен 1,50.

      4. Концентрацию оксидов азота в продуктах сгорания при сжигании газообразных

        х

        топлив СNO ,

        мг/нм3, вычисляют по формуле

        1,2

        0,5

        CNOx

        image

        ( A В Qг ) L ,

        (7.6.7)

        ⎝ ⎠


        где А и В – коэффициенты, учитывающие соответственно влияние конструкций и компоновки горелок, а также изменение их тепловой мощности, определяют по таблице 7.9;

        Qг – тепловая мощность горелки, кВт.

        Расчетный коэффициент избытка воздуха в топке L равен 1,2; для печей с горелками беспламенного горения коэффициент L равен 0,8.

        Таблица 7.9 – Коэффициенты А и В, учитывающие влияние конструкций и компоновки горелок


        Тип горелок

        Мощность горелок QГ2, МВт

        Компановка горелок

        Коэффициенты

        А

        В

        1 Fd-6

        2,18

        Подовая

        65

        60

        2 HPN-S

        2,80

        Подовая

        80

        54

        3 ФГМ-95ВП

        1,16

        Подовая

        84

        60

        4 QPH-400

        5,00

        Подовая

        150

        10

        5 ФП-2

        1,43

        Угловая

        94

        78

        6 SOД Z

        1,375

        Подовая

        94

        78

        7 ГП-2

        1,86

        Фронтовая одноярусная

        95

        85

        8 HPN-I

        1,30

        Фронтовая одноярусная

        109

        82

        9 ГП-2

        1,86

        Фронтовая одноярусная

        114

        88

        10 ФГМ-95ВП

        1,16

        Фронтовая одноярусная

        116

        92

        11 ГМК-2

        1,40

        Подовая

        122

        95

        12 ФГМ-120

        1,75

        Фронтовая многоярусная

        135

        95

      5. Объемный расход продуктов сгорания Vпс, м3/с, выбрасываемых через дымовую трубу вычисляют по формуле

        image

        image

        273 tух

        Vпс 273

        Vг . 3600


        (7.6.8)


        Скорость продуктов сгорания в дымовой трубе Wпс, м/с, вычисляют по формуле

        V

        Wпс

        image

        пс ,

        2

        (7.6.9)

        0,785 Двн

        где tух – температура уходящих дымовых газов, °С;

        Двн – внутренний диаметр устья дымовой трубы, м.

      6. Концентрация вредных веществ Сi, мг/м3, выбрасываемых с продуктами сгорания, вычисляют по формуле


        Ci

        i

        П 106

        image

        .


        (7.6.10)

        VПС 3600


    3. Расчет залповых выбросов продувочных газов (углеводородов) в атмосферу

      1. Расчет залповых выбросов продувочных газов (углеводородов) в атмосферу при осуществлении регламентируемых технологических операций продувок и опорожнении оборудования, аппаратов и агрегатов, газопроводов, шлейфов, коллекторов и коммуникаций выполняют согласно СТО Газпром 11.

      2. Расчет количества выбросов продувочных газов (углеводородов) из различных источников осуществляют:

        • по результатам исследований с использованием математических моделей;

        • удельному выбросу на единицу продукции;

        • замеру основных параметров газового потока измерительными устройствами.

      3. Валовый выброс углеводородов в атмосферу от источников выделения газовых выбросов с учетом концентрации и объемного расхода газа G, т/год, вычисляют по формуле

        n

        G (Q C   b n 0,0036),

        1


        где Q – объемный расход выбрасываемого газа, м3/с;

        C – концентрация углеводородов в выбрасываемом газе, г/м3;

        – время работы в течение года однотипных источников выбросов, ч/год;

        b – количество однотипных источников;

        n – количество технологических операций; 0,0036 – коэффициент пересчета.

        Объемный расход выбрасываемого газа Q, м3/с, вычисляют по формуле


        (7.7.1)



        где V – объем выброса газа, м3.

        image

        Q V ,


        (7.7.2)

      4. Максимальный разовый выброс (мощность выброса) углеводородов в атмосферу от каждого отдельного источника M, г/с, вычисляют по формуле

        M Q C.

        (7.7.3)

      5. Валовый выброс углеводородов в атмосферу от источников их выделения по годовому объему выброшенного газа G , т/год, вычисляют по формуле

        G  V  ,


        где V – объем выброшенного газа в атмосферу в течение года, тыс. м3/год;

        – плотность газа, кг/м3.

      6. Расчет выбросов газа в атмосферу при продувке скважин

        (7.7.4)

        При удалении с забоя скважины механических примесей (например, содержащегося в жидкости песка) величину необходимого дебита газа определяют по фактическим данным или устанавливают, исходя из увеличенной в три раза величины базового дебита, а время продувки скважины увеличивают в два раза.

        Объем газа, расходуемого на продувку скважины Vскв, м3, вычисляют по формуле


        Vскв

        image

        св

        326 d 2

        P   n ,


        (7.7.5)

        * T

        где dсв – диаметр «свечи» (головки скважины), через которую происходит продувка скважины, мм;

        Р – абсолютное давление газа в «свече» при продувке, кг/см2;

        – продолжительность продувки, сут;

        n – количество продувок в год;

         – относительная плотность газа по воздуху;

        T – температура газа, К;

        326 – эмпирический коэффициент.

        При удалении из скважины жидкости, исходя из условий фактического среднего давления по стволу скважины, площади проходного сечения канала, по которому движется поток газа с жидкостью, и величины базового дебита, продолжительность продувки скважины пр, сут, вычисляют по формуле

        Lскв F Pcp

        image

        пр ,

        (7.7.6)


        где Lскв – глубина скважины, м;

        Qбаз Ро

        F – площадь проходного сечения канала, по которому движется поток газа с жидкостью, м2;

        Pср – среднее давление по стволу скважины , МПа;

        Qбаз – базовый дебит газа, м3/сут;

        Ро – абсолютное атмосферное давление, МПа.

        Среднее по стволу скважины давление Pср, МПа, вычисляют по формуле


        где Рзаб – забойное давление, МПа;

        Ру – устьевое давление, МПа.


        Pср

        Рзаб Ру

        image

        ,

        2


        (7.7.7)

      7. Расчет объема газа, расходуемого на опорожнение и продувку трубопроводов Объем газа, выделившегося в атмосферу при опорожнении, продувке участка трубопро-

        вода, шлейфа, с учетом газа, подаваемого от устья скважины, Vпр, м3, вычисляют по формуле


        P P

        image

        Vпр 0,995 V геом 1

        image

        2 (Q),

        (7.7.8)

        Z1

        Z2


        где V геом – геометрический объем продуваемого участка трубопровода, м3;

        Р1,Р2 – давление газа в начале и конце продуваемого участка (перед началом работы и после опорожнения участка) соответственно, кг/см2;

        Z1, Z2 – коэффициент сжимаемости газа в начале и конце продуваемого участка (перед началом работы и после опорожнения участка);

        Q – производительность трубопровода, дебит скважины при продувке, м3/мин;

        – продолжительность продувки, мин; 0,995 – эмпирический коэффициент.

        Объем газа, расходуемого на одну продувку технологического оборудования инертным газом, а также стравливаемого из участка газопровода при ликвидации гидратных пробок с использованием технологии снижения давления и учетом температуры газа на участке газопровода Vгидр, м3, вычисляют по формуле

        P

        геом 1

        P2

        image

        Vгидр

        283,6 V

        image

        Z T Z T ,

        (7.7.9)

        1 1 2 2


        где Т1, Т2, – температура газа на участке газопровода до и после стравливания (или с учетом средней температуры продувки), К соответственно.

        Коэффициент сжимаемости газа Z вычисляют по формуле


        Z 10,0907 Pср

        Tcp

        image

        200

        3,668

        ,


        (7.7.10)


        где Рср, Тср – средние давление и температура газа, МПа и К соответственно.

        Среднее давление вычисляют по формуле


        Pср

        P1 P2

        image

        .

        2


        (7.7.11)

        Среднюю температуру вычисляют по формуле

        (T T )

        Tср

        image

        1 2 .

        2

        (7.7.12)


      8. Объем газа, расходуемого на продувку трубопровода для удаления оставшейся жидкости ,Vпр, м3, вычисляют по формуле

        Vпр Vдокр Vкр ,

        где Vдокр – объем газа, расходуемого при режиме докритического истечения, м3;

        Vкр – объем газа, расходуемого при режиме критического истечения, м3.

        (7.7.13)

        Объем газа, расходуемого при продувке в режиме докритического и критического истечения (когда скорость потока газа в сечении диафрагмы равна скорости звука в данной среде) V (Vдокр и Vкр), м3, вычисляют по формуле

        V k F P ,

        (7.7.14)


        где k – эмпирический коэффициент, при докритическом истечении k = 110, а при критическом истечении k = 296;

        F – площадь сечения трубы, через которую производится продувка, м2;

        P – давление газа перед сечением трубы, через которую производится продувка, кг/см2;

        докр – продолжительность продувки при докритическом истечении газа, с.

      9. Расчет объемов газа, расходуемого на опорожнение и продувку технологического оборудования

        1. Расчет объемов газа, выделившегося в атмосферу при остановке и расходуемого – при пуске агрегата, участка газопровода или технологической установки

          Объем газа, затраченного на вытеснение инертного газа из продутого технологического оборудования или стравливаемого из контура нагнетателя, при остановке ГПА, выдуваемого на факел или свечу Vост, м3, вычисляют по формуле

          Vост

          V геом

          image

          Рр Тс ,


          (7.7.15)

          (Рс Т р Z )

          где V геом – геометрический объем продуваемого участка, м3;

          Рр – рабочее давление газа до вытеснения инертного газа, МПа; Тр – рабочая температура газа до вытеснения инертного газа, К; Z – коэффициент сжимаемости газа при рабочих параметрах;

          Тс – температура газа при стандартных условиях (Тс = 293,15 К);

          Рс – давление газа при стандартных условиях (Рс = 0,1013 МПа).

        2. Расчет объема газа, расходуемого на продувку аппаратов с жидкостью

          Объем газа, расходуемого на продувку аппаратов с жидкостью с целью ее вытеснения

          пр

          V ж м3, вычисляют по формуле


          пр ср ж

          V ж 3,23F P    V Г,


          где F – площадь сечения трубки, по которой сливается жидкость, м2;

          Рср – среднее давление газа в аппарате, кг/см2;

          – продолжительность однократной продувки, с;

          Vж – объем жидкости, слитой из аппарата, м3;

          (7.7.16)

          Г – газовый фактор жидких продуктов (количество газа, растворенного в жидкости, т.е. объем газообразных углеводородов, выделившихся из 1 м3 сливаемой жидкости), м33;

          3,23 – эмпирический коэффициент.

          Газовый фактор Г, м33, определяют исходя из состава жидкости в дренажной емкости. Приближенную величину Г сырого конденсата вычисляют по формуле

          Pp

          Г К ,


          (7.7.17)

          image

          Z

          ⎝ ⎠

          где К – коэффициент, равный 0,9610-5 нм33Па;

          Рр – рабочее давление продувки, Па;

          Z – коэффициент сжимаемости газа (на практике для приближенных расчетов потерь газа дегазации допускается применять Z = 0,95).

        3. Расчет объемов газа, расходуемого на технологические нужды КЦ

Годовой объем газа, расходуемого на технологические нужды КЦ и выбрасываемого в атмосферу Vкц, м3, вычисляют по формуле

(Vпуск Vост )b  

image

K

Vкц   nVпр ,

п

(7.7.18)


где b – число работающих ГПА в цехе;

Kп – наработка на 1 пуск-остановку, ч (принимается по среднестатистическим данным парка газотурбинных ГПА: Kп = 250 ч);

– количество часов работы КЦ в год;

n – количество продувок в год.

      1. Расчет объемов газа, расходуемого на технологические нужды газосборных объектов

        1. Объем газа, расходуемого на продувку оборудования ГСП со сбросом газа в атмосферу при вводе в эксплуатацию (до полного вытеснения всего воздуха) , м3, вычисляют по формуле

          296 V вн k (P

          • P )

            Vэкспл

            image

            a г ,

            Tг

            (7.7.19)

            где V вн – внутренний объем продуваемых газопроводов и оборудования, м3;

            k – поправочный коэффициент (1,25 1,30);

            Pa – атмосферное давление, МПа;

            Pг – избыточное давление газа в газопроводе при продувке, МПа (для газопроводов

            низкого давления принимают рабочее давление, для газопроводов среднего и высокого давления – не более 0,1 МПа);

            Тг – температура газа, К;

            296 – эмпирический коэффициент.

            При проведении ремонтных работ, связанных с разгерметизацией оборудования и участков газопровода, полный объем газа, расходуемого на эти работы, складывается из газа, удаляемого из газопроводов и оборудования, и газа на их последующие заполнение и продувку. При этом поправочный коэффициент k, учитывающий реальное увеличение расхода газа на продувку, равен 2,25 2,30.

        2. Объем газа, расходуемого на регулировку и настройку оборудования ГРП и прочего технологического оборудования перед вводом его в эксплуатацию (при использовании продувочных свечей) Vрегул, м3, вычисляют по формуле

9,24 d 2   Pг

0,5


(P


  • P )

    image

    a г

    Vрегул

    ⎝ ⎠ , 273 tг

    (7.7.20)

    где d – внутренний диаметр продувочной свечи, м;

    – продолжительность регулировки и настройки, ч;

    – плотность газа, кг/м3;

    9,24 – эмпирический коэффициент.

    7.7.11 Расчет выбросов углеводородов в атмосферу (газа с конденсатом) при эксплуатации технологического оборудования

    Во всех технологических процессах при продувках и опорожнении оборудования с газом, выбрасываемым в атмосферу, поступает и содержащийся в нем конденсат.

    Выбросы конденсата с газом рассчитывают отдельно для каждой статьи расхода газа, а затем суммируют.

    Выброс конденсата с газом, расходуемым на технологические (нетопливные) нужды

    Gк.г, т, вычисляют по формуле

    Gк.г Vт.н gк.г 106,

    где Vт.н – объем газа, расходуемого на технологические нужды, м3;


    (7.7.21)

    gк.г – содержание конденсата в газе, расходуемом на технологические нужды, г/м3; 10–6 – коэффициент пересчета.

    Содержание конденсата в газе, расходуемом на технологические нужды, определяют расчетно-аналитическим методом.

    При ремонте дренажной линии от конденсатосборника ремонтируемый участок опорожняют с утилизацией конденсата, но полной утилизации конденсата при этом не достига-

    ется. Технологические выбросы конденсата в атмосферу при ремонте дренажной линии Gк.рем, т, вычисляют по формуле

    Gк.рем d 2

    L к 8102,

    (7.7.22)


    где d – диаметр дренажной линии, м;

    L – длина ремонтируемого участка дренажной линии, м;

    к – плотность конденсата, т/м3; 810–2 – эмпирический коэффициент.

      1. Расчет выбросов ЗВ от неорганизованных источников выбросов

        1. Неорганизованные выбросы ЗВ от технологических объектов (оборудование, емкости, арматура), не оборудованных системами отвода этих выбросов в атмосферу, определяют с учетом положений РД 39.142-00 [9].

        2. Расчет выбросов загрязняющих веществ от неподвижных уплотнений – утечек через фланцевые соединения, уплотнения люков, лазов, смотровых окон, заглушек.

          Величины утечек в одном фланцевом соединении и статистические данные о доле уплотнений, потерявших герметичность в ходе эксплуатации, определяют по таблице 7.10.

          Таблица 7.10 – Утечки через неподвижные и подвижные соединения



          Наименование оборудования, вид технологического потока

          Расчетная величина утечки gнуj , мг/с

          Расчетная доля уплотнений, потерявших герметичность, доли единицы (общее число уплотнений данного типа принято за 1) xнуi

          ЗРА

          Среда газовая

          5,83

          0,293

          Легкие углеводороды, двухфазные среды

          3,61

          0,365

          Тяжелые углеводороды

          1,83

          0,070

          Водород

          2,44

          0,300

          Окончание таблицы 7.10



          Наименование оборудования, вид технологического потока

          Расчетная величина утечки gнуj , мг/с

          Расчетная доля уплотнений, потерявших герметичность, доли единицы (общее число уплотнений данного типа

          принято за 1) xнуi

          Предохранительные клапаны

          Парогазовые потоки

          37,78

          0,460

          Легкие жидкие углеводороды

          24,45

          0,250

          Тяжелые углеводороды

          30,84

          0,350

          Фланцевые соединения

          Парогазовые потоки

          0,20

          0,030

          Легкие углеводороды, двухфазные потоки

          0,11

          0,050

          Тяжелые углеводороды

          0,08

          0,020

          Уплотнения валов машин* (на одно уплотнение)

          Центробежные компрессоры:


          33,34


          0,765

          газовые потоки

          водород

          13,89

          0,810

          Поршневые компрессоры

          31,95

          0,700

          Насосы:


          38,89


          -

          сальниковые уплотнения

          торцовое уплотнение

          22,22

          -

          двойное торцовое или бессальниковое уплотнение

          5,56

          -

          на жидких легких и сжиженных углеводородах

          0,638**

          на тяжелых углеводородах

          0,226**

          * Утечки через уплотнения валов детандеров приравниваются к аналогичным величинам для компрессоров, а через уплотнения мешалок и реакторов – к утечкам из насосов соответствующих типов.

          ** Для уплотнений всех типов.

          Расчет суммарных утечек через неподвижные уплотнения одного аппарата проводят умножением величины утечки через одно фланцевое уплотнение на общее число соединений и долю их, потерявших герметичность.

          ,

          Величина неорганизованных выбросов Yнуj

          мг/с, через неподвижные уплотнения всех

          аппаратов, агрегатов, трубопроводов установки, отдельно для каждого вида потока (парогазовый, легкий продукт, тяжелый продукт, потоки с различным компонентным составом) с последующим их суммированием вычисляют по формуле

          l l m

          Yну Yну j gнy j ni xнyi cji ,

          j1 j1 i1

          (7.8.1)


          где Yнуj – суммарная утечка j-го вредного компонента через неподвижные соединения в целом по установке (предприятию), мг/с;

          l – общее количество типов вредных компонентов в неорганизованных выбросах в целом по установке (предприятию), шт.;

          m – общее число видов потоков, создающих неорганизованные выбросы, в целом по установке (предприятию), шт.;

          gнyj – величина утечки потока i-го вида через одно фланцевое уплотнение, мг/с;

          ni – число неподвижных уплотнений на потоке i-го вида, шт.;

          xнyi – доля уплотнений на потоке i-го вида, потерявших герметичность, в долях единицы;

          сji – массовая концентрация вредного компонента j-го типа в i-м потоке в долях единицы.

        3. Расчет выбросов загрязняющих веществ через уплотнения подвижных соединений

          1. В технических условиях на поставку компрессорного или насосного агрегата указывают в зависимости от типа уплотнения отсутствие утечки или ее предельно допустимую величину. Среднестатистические величины утечек через одно уплотнение для агрегатов различных типов и доли уплотнений, потерявших герметичность, приведены в таблице 7.10.

          2. Неорганизованные выбросы через уплотнения подвижных соединений рассчитывают по компрессорам и насосам, установленным вне производственных зданий.

    Для каждого типа агрегатов определяют общее число уплотнений на них, среднюю величину утечки через одно уплотнение данного типа и данного вида перекачиваемого продукта, среднестатистическую долю соединений, потерявших герметичность, и концентрацию каждого вредного компонента выброса в отдельности.

    Суммарные неорганизованные выбросы через уплотнения подвижных соединений по

    ,

    установке (предприятию) Yпуj

    мг/с, вычисляют по формуле

    l l m r

    Yпу Yпу j   gik nik xik cji ,

    j1 j1 i1 k1


    (7.8.2)


    где Yпуj – суммарная утечка j-го вредного компонента через подвижные соединения в целом по установке (производственному объекту), мг/с;

    r – общее число типов подвижных соединений, создающих неорганизованные выбросы в целом по установке (объекту), шт.;

    gik – величина утечки потока i-го вида через одно уплотнение k-го типа, мг/с;

    nik – число подвижных уплотнений k-го типа на потоке i-го вида, шт.;

    xik – доля уплотнений k-го типа на потоке i-го вида, потерявших герметичность, доли единицы.

        1. Расчет выбросов загрязняющих веществ от запорно-регулирующей арматуры

          1. Расчет выбросов ЗВ проводят от ЗРА следующих видов:

            • запорные задвижки, клапаны, краны, вентили, затворы;

            • обратные клапаны и затворы;

            • регулирующие клапаны и заслонки (исполнительные устройства регулирования расхода);

            • предохранительные клапаны.

          2. В состав неорганизованных выбросов от ЗРА входят утечки:

            • через фланцевые соединения арматуры с трубопроводом или штуцером технологического аппарата;

            • разъемные соединения конструкции (крышка корпуса задвижки);

            • сальниковые уплотнения вала исполнительного механизма задвижки, клапана, крана;

            • негерметичность затвора, когда один из выходов канала арматуры напрямую соединен с атмосферой, не заглушен и не выведен в систему отвода на свечу рассеивания или на факел (дренажная задвижка, пробоотборный вентиль, предохранительный клапан).

        1. Утечки через фланцевые соединения с технологической системой и через разъемные соединения корпуса арматуры учитывают при расчете неорганизованных выбросов через неподвижные соединения.

        2. Для расчета утечек через сальниковые уплотнения арматуры используют статистические данные величины утечки и доли негерметичной ЗРА, определяемые по таблице

          7.7.1. В случае сильфонного уплотнения вала задвижки (клапана) эти утечки равны 0.

        3. Нормы герметичности затворов ЗРА приведены в таблице 7.11, предохранительных пружинных полноподъемных клапанов – в таблице 7.12, нормы герметичности прочей ЗРА принимают по техническим условиям, паспортам или др. нормативной документации на данное изделие.

Если тип ЗРА неизвестен или величина утечки не определена, то величину утечки и долю затворов, потерявших герметичность, принимают по данным таблицы 7.10.


Таблица 7.11 – Максимально допустимые утечки запорной арматуры (при приемо-сдаточных испытаниях)



Испытательная среда


Единицы измерения

Класс герметичности

А

В

С

D

Вода

см3/минДн

Нет видимых протечек

0,0006

0,0018

0,006

Воздух

см3/минДн

Нет видимых протечек

0,018

0,18

1,8

Примечания

1 Класс герметичности указывается в технических условиях на конкретный вид ЗРА. 2 Значения утечек соответствуют случаю истечения в атмосферу.

  1. При определении утечек номинальный диаметр Дн принимается в мм.

  2. По аналогии с водой принимаются протечки жидких продуктов, с воздухом – газообразных.

Таблица 7.12 – Нормы герметичности предохранительных пружинных полноподъемных клапанов



Показатель

Класс герметичности

Ду, мм

25

40, 50

80–100

150–200

Утечка среды через

1

2

5

10

15

затвор, см3/мин, не более

2

5

10

25

40


    1. Расчет выбросов метанола от организованных и неорганизованных источников выбросов

      1. Расчеты выбросов паров метанола выполняют с учетом положений ВРД 39-1.13051-2001 [7] для неорганизованных и организованных источников.

        Расчеты выбросов паров метанола от неорганизованных источников на производственных объектах выполняют:

        1. для разгружаемых транспортных емкостей (автоцистерны, резервуары);

        2. приемных и технологических резервуаров чистого метанола и BMP;

        3. ЗРА на внешних и внутренних технологических линиях.

        Расчеты выбросов паров метанола от организованных источников на производственных объектах выполняют для источников непрерывного действия – вытяжные трубы систем общеобменной вентиляции из помещений основного технологического оборудования.

      2. Расчет выбросов в атмосферу при сливе метанола из технологических емкостей Слив метанола из емкостей производят под атмосферным давлением, а выбросы

        в атмосферу происходят за счет так называемого обратного выдоха, частичного вытеснения из емкости воздуха, насыщенного парами сливаемого метанола.

        мет

        Валовый выброс паров метанола в атмосферу G ц

        , т/год, вычисляют по формуле


        G ц  

        -3 Q К


        х

        mмет

        мет

        1,2 10

        цн мет мет

        image

        ,

        о.в

        273 t ср

        (7.9.1)


        где 1,2·10-3 – коэффициент, который составляет 10 % от величины «большого дыхания» транспортной цистерны;

        Qцн – годовой объем сливаемой из цистерн жидкости, м3/год;

        Kмет – константа равновесия между паром и метанолом при температуре парогазового

        пространства транспортной цистерны, которая принимается как температура окружающего воздуха to.в;

        хмет – мольная доля метанола (в ВМР) в сливаемой жидкости, для однокомпонентной

        жидкости (чистого метанола) хмет = 1;

        mмет – молекулярная масса метанола, кг/кмоль, равная 32,04;

        t ср

        о.в – среднегодовая (среднесезонная для водного транспорта) температура окружающего воздуха, °С.

        Константу равновесия между паром и метанолом Кмет вычисляют по формуле

        Р

        Kмет

        image

        мет ,

        Ра

        (7.9.2)


        где Рмет – давление паров метанола, мм рт. ст., определяют по рисунку 7.1;

        image

        image

        image

        image

        image

        image

        image

        image

        image

        image

        image

        image

        image

        image

        Ра = 760 мм рт. ст. – атмосферное давление.


        image image


        image image image image image image image image


        image image


        image

        image

        image

        image

        image

        Рисунок – 7.1 Зависимость давления насыщенных паров метанола от температуры


        мет

        Максимально разовый выброс паров метанола М ц

        , г/с, при сливе из транспортных

        цистерн вычисляют по формуле


        М ц


         V К Х


        • mмет

          мет

          0,333

          image

          ч мет мет

          ,

          о.в.

          273 t max

          (7.9.3)



          где

          image

          0,333 1,2 1000

          3600


          – коэффициент перевода кг/ч в г/с;

          Vч – часовая производительность насоса (либо «самослива»), м3/ч, при перекачке метанола из транспортной емкости в приемный резервуар;

          t мах

          о.в – среднемесячная наиболее жаркого месяца года температуры окружающего воздуха, °С.

      3. Расчет выбросов паров метанола из приемных и технологических резервуаров

        С учетом эксплуатационных особенностей резервуаров и состава размещаемых в них

        мет

        ВМР валовый выброс G р

        , т/год, вычисляют формуле

        0,160 (Р mах К

        • Р min )X

        К ср k

        х х

        • В мет вод

        image

        image

        мет B мет мет р об

         ⎟

        р мет вод

        х х

        Gмет

        ж ж

        10000 мет вод (546 t mах t min)

        , (7.9.4)

        image

        image

        тмет

        твод

        ⎝ ⎠

        где P min, P max

        мет

        мет – давление насыщенных паров метанола при минимальной и максимальной

        ж

        (среднемесячных для наружных резервуаров) температурах t min

        мм рт. ст., определяют по рисунку 7.1;

        ж

        и t max

        соответственно,

        КВ – коэффициент, характеризующий распределение концентраций паров метанола по высоте газового пространства резервуара; при температурах менее +50 °С КВ = 1,00;

        xмет, хвод – массовые доли метанола и воды в ВМР;

        ср

        К р – опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные особенности

        резервуара, определяют по таблице 7.13;

        В – количество метанола, закачиваемое в резервуар в течение года, т/год;

        мет – плотность метанола, т/м3 (мет = 0,792);

        kоб – коэффициент, учитывающий оборачиваемость резервуара, определяют в соответствии с таблицей 7.14.

        Оборачиваемость резервуара n вычисляют по формуле

        image

        n B ,

        ( V N )


        (7.9.5)

        мет p p


        где Vp и Np – объем, м3, и количество, шт., одноцелевых резервуаров.


        р

        Таблица 7.13 – Значения опытных коэффициентов К ср

        р

        , К max


        Категория

        Конструкция резервуаров


        К max или К ср р р

        Объем резервуара, Vp, м3

        100 и менее

        200–400

        700–1000

        2000 и более

        Режим эксплуатации – «мерник». Средства сокращения выделений отсутствуют


        А

        Наземный вертикальный

        К max р

        0,90

        0,87

        0,83

        0,80

        К ср р

        0,63

        0,61

        0,58

        0,56

        Заглубленный

        К max р

        0,80

        0,77

        0,73

        0,70

        К ср р

        0,56

        0,54

        0,51

        0,50

        Наземный горизонтальный

        К max р

        1,00

        0,97

        0,93

        0,90

        К ср р

        0,70

        0,68

        0,65

        0,63


        Б

        Наземный вертикальный

        К max р

        0,95

        0,92

        0,88

        0,85

        К ср р

        0,67

        0,64

        0,62

        0,60

        Заглубленный

        К max р

        0,85

        0,82

        0,78

        0,75

        К ср р

        0,60

        0,57

        0,55

        0,53

        Наземный горизонтальный

        К max р

        1,00

        0,98

        0,96

        0,95

        К ср р

        0,70

        0,69

        0,67

        0,67

        Окончание таблицы 7.13



        Категория


        Конструкция резервуаров


        К max или К ср р р

        Объем резервуара, Vp, м3

        100 и менее

        200–400

        700–1000

        2000 и более


        В


        Наземный вертикальный

        К max р

        1,00

        0,97

        0,93

        0,90

        К ср р

        0,70

        0,68

        0,650

        0,63


        Заглубленный

        К max р

        0,90

        0,87

        0,83

        0,80

        К ср р

        0,63

        0,61

        0,58

        0,56


        Наземный горизонтальный

        К max р

        1,00

        1,00

        1,00

        1,00

        К ср р

        0,70

        0,70

        0,70

        0,70

        Режим эксплуатации – «мерник». Средства сокращения выделений – понтон


        А, Б, В


        Наземный вертикальный

        К max р

        0,20

        0,19

        0,17

        0,16

        К ср р

        0,14

        0,13

        0,12

        0,11

        Режим эксплуатации – «мерник». Средства сокращения выделений – «плавающая крыша»


        А, Б, В


        Наземный вертикальный

        К max р

        0,13

        0,13

        0,12

        0,11

        К ср р

        0,094

        0,087

        0,080

        0,074

        Режим эксплуатации – «буферная емкость»


        А, Б, В


        Все типы конструкций

        К р


        0,10


        0,10


        0,10


        0,10


        Таблица 7.14 – Значения опытных коэффициентов Kоб


        n

        100

        80

        60

        40

        30

        20 и менее

        Kоб

        1,35

        1,50

        1,75

        2,00

        2,25

        2,50


        мет

        Максимально-разовый выброс М р

        , г/с, вычисляют по формуле


        mах mах mах

        M

        р мет

        0,455 Pмет

        image

        х х

        X мет КВ Kр

        Vч ,

        (7.9.6)

        100 мет вод (273 t mах )

        image

        image

        т

        т

        мет

        ж

        вод

        р

        где К max

        – опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные особенности

        резервуара, определяют по таблице 7.13;

        max

        V ч – максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во

        время закачки в него жидкости (равен производительности насоса), м3/ч.

      4. Расчет выбросов метанола через запорно-регулирующую арматуру

        Валовые выбросы паров метанола от ЗРА, находящейся под избыточным давлением через неплотности герметизирующих уплотнений (прокладок, сальниковых набивок и т.п.), Gмет, т/год, (от всех источников) вычисляют по формуле

        n 3

        Gмет ( yi bi Ni ti xi 10 ),

        i=1

        (7.9.7)

        где yi – величины утечек, кг/ч;

        bi – доля потерявших герметичность подвижных или неподвижных уплотнений ЗРА;

        Ni и ti – соответственно количество, шт., и время работы в течение года, ч/год, однотипных источников выбросов паров метанола;

        n – общее число имеющихся типов ЗРА и видов технологических потоков (среды: парогазовые, парогазожидкостные либо жидкостные);

        xi – массовая доля метанола в соответствующей парогазовой или водометанольной среде.

        Максимально-разовый выброс Мi, г/с, (от каждого отдельного источника), вычисляют по формуле

        Mi 0, 278 yi bi xi ,

        (7.9.8)



        где 10–3 и


        0,278

        103


        image

        3600


        – коэффициенты перевода кг/ч в т/год и г/с соответственно.


      5. Расчет выбросов паров метанола от организованных источников вытяжной вентиляции помещений с водометанольными резервуарами

        Концентрацию метанола в воздухе, поступающего через вентиляционный патрубок в атмосферу, Cмет, г/м3, вычисляют по формуле

        M мет 3600

        image

        Смет

        i ,

        Vbi

        (7.9.9)

        мет

        где M i


        – сумма выбросов метанола от различных видов оборудования, установленного

        в помещении, г/с;

        b

        V

        i

        нии, м3/ч.

        • суммарная производительность вытяжных вентиляторов в данном помеще-

          Скорость газовоздушной смеси на выходе из вентиляционных патрубков Wi, м/с, вычисляют по формуле


          Wi

          Vbi


          image

          (7.9.10)

          3600 Fвпi


          i

          где Fвп – площадь поперечного сечения вентиляционных патрубков, м2, рассчитывают раздельно для местных отсосов и для общеобменной вентиляции помещений.

          мет

          Расчет выбросов паров метанола M i

          , через неплотности ЗРА, размещенной в поме-

          щениях насосных и компрессорных, проводят с учетом величин утечек и процента потерявших герметичность уплотнений в соответствии с таблицей 7.10.

    2. Порядок учета трансформации оксидов азота в расчетах выбросов топливоиспользующего оборудования

      1. При определении мощности выбросов оксидов азота для всех типов топливоиспользующего оборудования (ГПА, подогревателей теплоносителя, котлоагрегатов разных мощностей, факельных установок, дизельных агрегатов, установок регенерации

        ДЭГ и др.) выбросы NO2 и NO определяют, используя установленные расчетно-экспери-

        ментальные коэффициенты трансформации оксидов азота в атмосфере от суммарных выбросов NOх.

      2. Мощности выброса оксидов азота MNO2 и MNO, г/с, с учетом трансформации

        NONO2 вычисляют по формулам

        M a M ,

        (7.10.1)

        NO2

        N NOx


        M 0,65 (1 a

        ) M ,

        (7.10.2)

        NO N NOх


        MNOx

        (M


        NO2

        1,53 MNO ),

        (7.10.3)


        где aN – коэффициент трансформации NONO2.

      3. При отсутствии экспериментальных данных по установлению трансформации оксидов азота в атмосфере производственного объекта коэффициенты трансформации оксидов азота принимают с учетом административно-территориального районирования и природно-климатического зонирования в соответствии с приложением Е СТО Газпром 2-1.19-200.

    1. Учет выбросов парниковых газов с отходящими газами топливоиспользующего оборудования объектов производства основного и вспомогательного назначения

      Выброс парниковых газов СО2 и СН4 при сжигании различных видов топлива Gi, т/год, вычисляют по формуле

      Gi Bi Ki Kп,

      (7.11.1)


      где i – вид топлива;

      Вi – потребление i-вида топлива;

      Кi – коэффициент эмиссии i-го вида топлива;

      Кп – переводной коэффициент единиц измерения.

      Значения коэффициентов эмиссии для парниковых газов по различным видам топлива приведены в таблице 7.15. Переводные коэффициенты единиц измерения приведены в таблице 7.16 в соответствии с МГЭИК 2006 [23].

      Таблица 7.15 – Коэффициенты эмиссии парниковых газов по различным видам топлива


      Выброс парниковых газов, ед. изм.

      Потребление топлива, ед. изм.

      Коэффициент эмиссии парникового газа

      Диоксид углерода (код SNAP 620-08-0)

      Вид топлива, газообразное – природный газ

      т/год

      ТДж/год

      56,1* (55,82**) т/ТДж

      т/год

      т.у.т./год

      1,61 т/т.у.т.

      Жидкое топливо – дизельное топливо

      т/год

      ТДж/год

      74,07 т/ТДж

      т/год

      т.у.т./год

      2,17 т/т.у.т.

      Жидкое топливо – бензины

      т/год

      ТДж/год

      69,3 т/ТДж

      т/год

      т.у.т./год

      2,03 т/т.у.т.

      Метан (код SNAP 74-82-8)

      Вид топлива, газообразное – природный газ

      т/год

      ТДж/год

      0,005 т/ТДж

      кг/год

      ТДж/год

      5 кг/ТДж

      кг/год

      т.у.т./год

      0,15 кг/т.у.т.

      т СО2-экв.

      тыс. м3

      21pгаза

      г/сут

      г/сут

      0,00005 г/г

      Жидкое топливо – дизельное топливо

      кг/год

      ТДж/год

      10 кг/ТДж

      кг/год

      т.у.т./год

      0,29 кг/т.у.т.

      Жидкое топливо – углеводородный конденсат

      кг/год

      ТДж/год

      10 кг/ТДж

      кг/год

      т.у.т./год

      0,29 кг/т.у.т.

      * С учетом химического недожога.

      ** Без учета химимического недожога.

      Таблица 7.16 – Переводные коэффициенты единиц измерения


      Определение величины теплотворных нетто-значений

      Вид топлива

      Множители (ТДж/103 т)

      Множители

      Газообразное топливо

      33,71

      1,15 т.у.т./1000 м3

      (1,15 т/т.у.т.)

      Мазут

      42,08

      1,45 т.у.т./т

      Переводные множители

      Единица

      Переводной множитель

      1 т.н.э.

      11010 калорий

      103 т.н.э.

      41,868 ТДж

      1 кг

      2,2046 фунта

      1 калория

      4,1868 джоулей

      Единица

      Переводные множители в ТДж значения

      103 т.у.т.

      29,309 ТДж/тыс. т.у.т.

      Дж, МДж, ГДж

      1/соответственно 1012, 106, 103

      106 т.н.э.

      41868 ТДж/106 т.н.э.

      Ткал

      41868 ТДж/Ткал


    2. Расчет выбросов загрязняющих веществ от резервуаров складов ГСМ

      1. Расчеты выбросов ЗВ в атмосферу от резервуаров нефтепродуктов выполняют согласно Методическим указаниям [24] с учетом разделения ЗВ на группы веществ: углеводороды предельные алифатические ряда С1–С5, С5+; углеводороды непредельные С2–С5 (в пересчете на амилен); ароматические углеводороды (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы); сероводород.

        Для остальных технических смесей (дизельное топливо и др.) ЗВ принимают как

        «углеводороды предельные С12–С19».

      2. Количество закачиваемой в резервуар жидкости принимают по данным произ-

        водственного объекта в осенне-зимний период года ВОЗ, т, и весенне-летний период ВВЛ, т. Объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки Vч, м3/ч, принимают равным производительности насоса.

      3. Расчет выбросов паров нефтепродуктов складов ГСМ без разделений ЗВ на группы веществ

Выбросы паров нефтепродуктов от резервуаров с одновременным нижним и боковым подогревом М, г/с, вычисляют по формуле

max max max

C20 K t

image

M

Kp

3600

Vч .

(7.12.1)

Годовые выбросы паров нефтепродуктов G, т/год, вычисляют по формуле


max min ср

C20 (K t

image

G

    • K t

2 106

)K р

ж

  • Коб В ,

    (7.12.2)


    где C20 – концентрация насыщенных паров нефтепродуктов при температуре 20 °C, г/м3;

    Kp – опытный коэффициент, принимают по таблице 7.13; Kt – опытный коэффициент, принимают по таблице 7.17; Kоб – опытный коэффициент, принимают по таблице 7.14;

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

    max

    V ч – максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара (груп-

    пы резервуаров) во время его закачки, м3/ч, равный производительности насоса;

    ж – плотность жидкости, т/м3.

    Для производственных объектов, имеющих более 10 групп одноцелевых резервуаров

    ср

    (керосина, дизтоплива и т.д.), принимают значение коэффициента K p

    выбросах.

    при максимальных


    Таблица 7.17 – Значения опытных коэффициентов K t


    ж,°С

    K t

    tж, °С

    K t

    tж, °С

    K t

    tж, °С

    K t

    tж, °С

    K t

    Нефтепродукты

    -30

    0,135

    -3

    0,435

    24

    1,15

    51

    2,58

    78

    4,90

    -29

    0,14

    -2

    0,45

    25

    1,20

    52

    2,60

    79

    5,00

    -28

    0,15

    -1

    0,47

    26

    1,23

    53

    2,70

    80

    5,08

    -27

    0,153

    0

    0,49

    27

    1,25

    54

    2,78

    81

    5,10

    -26

    0,165

    +1

    0,52

    28

    1,30

    55

    2,88

    82

    5,15

    -25

    0,17

    +2

    0,53

    29

    1,35

    56

    2,90

    83

    5,51

    -24

    0,175

    +3

    0,55

    30

    1,40

    57

    3,00

    84

    5,58

    -23

    0,183

    +4

    0,57

    31

    1,43

    58

    3,08

    85

    5,60

    -22

    0,19

    +5

    0,59

    32

    1,48

    59

    3,15

    86

    5,80

    -21

    0,20

    +6

    0,62

    33

    1,50

    60

    3,20

    87

    5,90

    -20

    0,21

    +7

    0,64

    34

    1,55

    61

    3,30

    88

    6,0

    -19

    0,22

    +8

    0,66

    35

    1,60

    62

    3,40

    89

    6,1

    -18

    0,23

    +9

    0,69

    36

    1,65

    63

    3,50

    90

    6,2

    Окончание таблицы 7.17


    ж,°С

    K t

    tж, °С

    K t

    tж, °С

    K t

    tж, °С

    K t

    tж, °С

    K t

    Нефтепродукты

    -17

    0,24

    10

    0,72

    37

    1,70

    64

    3,55

    91

    6,3

    -16

    0,255

    11

    0,74

    38

    1,75

    65

    3,60

    92

    6,4

    -15

    0,26

    12

    0,77

    39

    1,80

    66

    3,70

    93

    6,6

    -14

    0,27

    13

    0,80

    40

    1,88

    67

    3,80

    94

    6,7

    -13

    0,28

    14

    0,82

    41

    1,93

    68

    3,90

    95

    6,8

    -12

    0,29

    15

    0,85

    42

    1,97

    69

    4,00

    96

    7,0

    -11

    0,30

    16

    0,87

    43

    2,02

    70

    4,10

    97

    7,1

    -10

    0,32

    17

    0,90

    44

    2,09

    71

    4,20

    98

    7,2

    -9

    0,335

    18

    0,94

    45

    2,15

    72

    4,30

    99

    7,3

    -8

    0,35

    19

    0,97

    46

    2,20

    73

    4,40

    100

    7,4

    -7

    0,365

    20

    1,00

    47

    2,25

    74

    4,50

    -6

    0,39

    21

    1,03

    48

    2,35

    75

    4,60

    -5

    0,40

    22

    1,08

    49

    2,40

    76

    4,70

    -4

    0,42

    23

    1,10

    50

    2,50

    77

    4,80

    В случае если дизельное топливо закачивают в группу одноцелевых резервуаров в летний период как летнее, а в зимний период года как зимнее, то годовые выбросы G, т/год, вычисляют по формуле

    Л max 3 min cp

    (C20 К t

    image

    G

    • C20 Kp

      6

      )Kp

  • Kоб В ,

(7.12.3)

2 10

ж


где С Л , С 3

– концентрация насыщенных паров летнего и зимнего вида дизельного топли-

20 20

ва соответственно, г/м3.

7.12.5 Расчет выбросов паров нефтепродуктов из емкостей с учетом разделения загрязняющих веществ на группы веществ

Максимальный выброс М, г/с, вычисляют по формуле


mах max

С1 Кp

image

М

Vч ,

(7.12.4)

3600

где C1 – концентрация паров нефтепродукта в резервуаре, г/м3, учитывают максимальную из возможных для данной климатической зоны разовых концентраций насыщенных паров этого нефтепродукта и принимают по таблице 7.18.

Годовой выброс G, т/год, вычисляют по формуле

р

G (У 2 ВО3 У 3 В ВЛ )К max

106

  • GXP K NP ,


    (7.12.5)

    где У2; У3 – средние удельные выбросы из резервуара соответственно в осенне-зимний и весенне-летний периоды года, г/т, принимают по таблице 7.18;

    Gхр – выбросы паров нефтепродуктов при хранении в одном резервуаре, т/год, принимают по таблице 7.19;

    КНП – опытный коэффициент, принимают по таблице 7.18 или вычисляют по формуле

    C

    K

    image

    20I ,

    C20ба

    (7.12.6)

    где C20I – концентрация насыщенных паров нефтепродуктов при 20 °С, г/м3;

    C20ба – концентрация насыщенных паров нефтепродукта из группы разделения ЗВ при 20 °С, г/м3. Опытный коэффициент КНП определяет снижение выброса паров данного нефтепродукта по отношению к выбранному в качестве стандарта и наиболее изученному нефтепродукту.


    Таблица 7.18 – Значения концентраций паров нефтепродукта в резервуаре С1, удельных выбросов У2, У3 и опытных коэффициентов Kнп



    Нефтепродукт

    Климатическая зона


    Kнп, при 20 °С

    1

    2

    3

    С1

    У2

    У3

    С1

    У2

    У3

    С1

    У2

    У3

    г/м3

    г/т

    г/т

    г/м3

    г/т

    г/т

    г/м3

    г/т

    г/т

    Нефрас

    576,0

    377,20

    824,0

    720,0

    460,0

    780,0

    871,20

    570,40

    943,80

    0,66

    Уайт-спирит

    28,8

    18,04

    29,6

    36,0

    22,0

    37,0

    43,56

    27,28

    44,77

    0,033

    Изооктан

    221,76

    98,4

    232,0

    277,20

    120,0

    290,0

    335,41

    148,80

    350,90

    0,35

    Гептан

    178,56

    78,72

    184,0

    223,20

    96,0

    230,0

    270,07

    119,04

    278,80

    0,028

    Бензол

    293,76

    114,8

    248,0

    367,20

    140,0

    310,0

    444,31

    173,60

    375,10

    0,45

    Толуол

    100,8

    34,44

    80,0

    126,0

    42,0

    100,0

    152,46

    52,08

    121,00

    0,17

    Этилбензол

    37,44

    10,66

    28,0

    46,80

    13,0

    35,0

    56,63

    16,12

    42,35

    0,067

    Ксилол

    31,68

    9,02

    24,0

    39,6

    11,0

    30,0

    47,92

    13,64

    36,30

    0,059

    Изопропилбензол

    21,31

    9,84

    16,0

    29,64

    12,0

    20,0

    32,23

    14,88

    24,20

    0,040

    РТ (кроме Т-2)

    5,18

    2,79

    4,8

    6,48

    3,4

    6,0

    7,84

    4,22

    7,26

    5,4х10-3

    Сольвент нефтяной

    8,06

    3,94

    6,96

    10,08

    4,8

    8,7

    12,20

    5,95

    10,53

    8,2х10-3

    Керосин технический

    9,79

    4,84

    8,8

    12,24

    5,9

    11,0

    14,81

    7,32

    13,31

    10х10-3

    Лигроин приборн.

    7,2

    2,36

    5,86

    9,0

    4,1

    7,3

    10,89

    5,08

    8,83

    7,3х10-3

    Керосин осветит.

    6,91

    3,61

    6,32

    8,64

    4,4

    7,9

    10,45

    5,46

    9,56

    7,1х10-3

    Дизельное топиво

    2,59

    1,56

    2,08

    3,14

    1,9

    2,6

    3,92

    2,36

    3,15

    2,9х10-3

    Моторное топливо

    1,15

    0,82

    0,82

    1,44

    1,0

    1,0

    1,74

    1,24

    1,24

    1,1х10-3

    Мазуты

    4,32

    3,28

    3,28

    5,4

    4,0

    4,0

    6,53

    4,96

    4,96

    4,3х10-3

    Масла

    0,26

    0,16

    0,16

    0,324

    0,2

    0,2

    0,39

    0,25

    0,25

    0,27х10-3

    Примечание – Значения У2 (осенне-зимний период года) принимают равными У3 (весеннелетний период) для моторного топлива, мазутов и масел.

    Таблица 7.19 – Количество выделяющихся паров нефтепродукта при хранении в одном резервуаре Gхр, т/год



    Vp, м3

    Вид резервуара

    Наземный


    Заглубленный


    Горизонтальный

    Средства сокращения выбросов

    отсутствуют

    понтон

    плавающая

    крыша

    газовая обвязка

    резервуаров

    Первая климатическая зона

    100 и менее

    0,18

    0,040

    0,027

    0,062

    0,053

    0,18

    200

    0,31

    0,066

    0,044

    0,108

    0,092

    0,31

    300

    0,45

    0,097

    0,063

    0,156

    0,134

    0,45

    400

    0,56

    0,120

    0,079

    0,196

    0,170

    0,56

    700

    0,89

    0,190

    0,120

    0,312

    0,270

    -

    1000

    1,21

    0,250

    0,170

    0,420

    0,360

    -

    2000

    2,16

    0,420

    0,280

    0,750

    0,650

    -

    3000

    3,03

    0,590

    0,400

    1,060

    0,910

    -

    5000

    4,70

    0,920

    0,620

    1,640

    1,410

    -

    10000

    8,180

    1,600

    1,080

    2,860

    2,450

    -

    15000 и более

    11,99

    2,360

    1,590

    4,200

    3,600

    -

    Вторая климатическая зона

    100 и менее

    0,22

    0,049

    0,033

    0,077

    0,066

    0,22

    200

    0,38

    0,081

    0,054

    0,133

    0,114

    0,38

    300

    0,55

    0,120

    0,078

    0,193

    0,165

    0,55

    400

    0,69

    0,150

    0,098

    0,242

    0,210

    0,69

    700

    1,10

    0,230

    0,150

    0,385

    0,330

    -

    1000

    1,49

    0,310

    0,210

    0,520

    0,450

    -

    2000

    2,67

    0,520

    0,350

    0,930

    0,800

    -

    3000

    3,74

    0,730

    0,490

    1,310

    1,120

    -

    5000

    5,80

    1,140

    0.770

    2,030

    1,740

    -

    10000

    10,10

    1,980

    1,330

    3,530

    3,030

    -

    15000 и более

    14,80

    2,910

    1,960

    5,180

    4,440

    -

    Третья климатическая зона

    100 и менее

    0,27

    0,060

    0,041

    0,095

    0,081

    0,27

    200

    0,47

    0,100

    0,066

    0,164

    0,142

    0,47

    300

    0,68

    0,157

    0,096

    0,237

    0,203

    0,68

    400

    0,85

    0,180

    0,121

    0,298

    0,260

    0,85

    700

    1,35

    0,280

    0,180

    0,474

    0,410

    -

    1000

    1,83

    0,380

    0,260

    0,640

    0,550

    -

    2000

    3,28

    0,640

    0,430

    1,140

    0,980

    -

    3000

    4,60

    0,900

    0,600

    1,610

    1,380

    -

    5000

    7,13

    1,400

    0,950

    1,640

    2,140

    -

    10000

    12,42

    2,440

    1,640

    2,500

    3,730

    -

    15000 и более

    18,20

    3,580

    2,410

    4,340

    5,460

    -

    Концентрации углеводородов (предельных, непредельных), бензола, толуола, этилбензола и ксилолов С1, % масс., в парах товарных продуктов принимают по таблице 7.20.

    Таблица 7.20 – Концентрация загрязняющих веществ Сi, % по массе, в парах различных нефтепродуктов



    Наименование нефтепродукта

    Углеводороды


    Сероводород

    предельные

    Непредельные (по амиленам)

    ароматические


    всего

    в том числе


    всего

    в том числе


    C1–С5


    С6–С10


    бензол


    толуол


    ксилол

    этилбензол

    Сырая нефть

    99,26

    72,46

    26,8

    -

    0,68

    0,35

    0,22

    0,11

    -

    0,06

    Прямогонные бензиновые фракции:

    62–105

    93,90

    53,19

    40,71

    -

    6,10

    5,89

    0,21

    -

    -

    -

    85–105

    98,64

    55,79

    42,85

    -

    1,36

    0,24

    1,12

    -

    -

    -

    85–120

    97,61

    55,21

    42,40

    -

    2,39

    0,05

    2,34

    -

    -

    -

    105–140

    95,04

    53,75

    41,29

    -

    4,96

    -

    3,81

    1,15

    -

    -

    120–140

    95,90

    54,33

    41,57

    -

    4,10

    -

    2,09

    2,01

    -

    -

    140–180

    99,57

    56,41

    43,16

    -

    0,43

    -

    -

    0,43

    -

    -

    Нк-180

    99,45

    56,34

    43,11

    -

    0,55

    0,27

    0,18

    0,10

    -

    -

    Стабильный катализат

    92,84

    52,59

    40,25

    -

    7,16

    2,52

    2,76

    1,88

    -

    -

    Бензин-рафинад

    98,88

    56,02

    42,86

    -

    1,12

    0,44

    0,42

    0,26

    -

    -

    Крекинг-бензин

    74,03

    32,00

    42,03

    25,00

    0,97

    0,58

    0,27

    0,12

    -

    -

    Уайт-спирит

    93,74

    11,88

    81,86

    -

    6,26

    2,15

    3,20

    0,91

    -

    -

    Ловушечный продукт

    98,31*

    -

    -

    -

    1,56**

    -

    -

    -

    -

    0,13

    Дизельное топливо

    99,57 *

    -

    -

    -

    0,15*

    -

    -

    -

    -

    0,28

    Мазут

    99,31

    -

    -

    -

    0,21*

    -

    -

    -

    -

    0,48

    * Расчет выполняют по C12–C19.

    ** Не учитывают в связи с отсутствием ПДК (при необходимости можно условно отнести к углеводородам ( C12–C19).


    Выбросы индивидуальных компонентов паров нефтепродукта по группам углеводородов (предельных и непредельных), ароматических (бензола, толуола, этилбензола, ксилола) и сероводорода вычисляют по формулам:

    • максимальный выброс i-гo ЗВ Mi, г/с

      Mi M Ci 102,


      (7.12.7)

    • годовой выброс i-гo ЗВ Gi, т/год

Gi

где Сi – концентрация i-гo ЗВ, % масс.

G Ci 102,


(7.12.8)


    1. Расчет выбросов загрязняющих веществ от факельных установок сжигания углеводородных смесей